Endesa S.A.

Annual / Quarterly Financial Statement • Feb 26, 2014

DECLARACIÓN DE RESPONSABILIDAD

INFORME FINANCIERO ANUAL EJERCICIO 2013

Los miembros del Consejo de Administración de Endesa, S.A., de conformidad con el Artículo 8 del Real Decreto 1362/2007, de 19 de octubre, declaran que, hasta donde alcanza su conocimiento, las Cuentas Anuales Individuales y Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado el 31 de diciembre de 2013, formuladas en la reunión de 24 de febrero de 2014, elaboradas con arreglo a los principios de contabilidad aplicables, ofrecen la imagen fiel del patrimonio, de la situación financiera así como de los resultados y de los flujos de efectivo de Endesa S.A. y de las empresas comprendidas en la consolidación tomadas en su conjunto, y que los informes de gestión individuales y consolidados del ejercicio 2013 incluyen un análisis fiel de la evolución y los resultados empresariales y de la posición de Endesa, S.A. y de las empresas comprendidas en la consolidación tomadas en su conjunto, junto con la descripción de los principales riesgos e incertidumbres a que se enfrentan.

D. Borja Prado Eulate	D. Fulvio Conti
Presidente	Vicepresidente
D. Andrea Brentan	D. Luigi Ferraris
Consejero Delegado	Vocal
D. Massimo Cioffi	D. Gianluca Comin
Vocal	Vocal
D. Alejandro Echevarría Busquet	D. Miguel Roca Junyent
Vocal	Vocal
D. Salvador Montejo Velilla Vocal
	Madrid, 24 de febrero de 2014

ENDESA, S.A.

Cuentas Anuales correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2013

ENDESA, S.A. BALANCES DE SITUACION A 31 DE DICIEMBRE DE 2013 Y 2012

	31 de Diciembre	31 de Diciembre
	de 2013	de 2012
ACTIVO
ACTIVO NO CORRIENTE	20.998	19.800
Inmovilizado Intangible (Nota 5)	120	120
Patentes, Licencias, Marcas y Similares	7	13
Aplicaciones Informáticas	113	107
Inmovilizado Material (Nota 6)	4	4
Terrenos y Construcciones	-	-
Instalaciones Técnicas y Otro Inmovilizado Material	4	4
Inversiones en Empresas del Grupo y Asociadas a Largo Plazo (Notas 7 y 17)	19.130	19.378
Instrumentos de Patrimonio	19.129	19.377
Créditos a Empresas	-	1
Derivados (Nota 12)	1	-
Inversiones Financieras a Largo Plazo (Nota 7)	1.591	80
Instrumentos de Patrimonio	21	1
Créditos a Terceros	1.514	15
Derivados (Nota 12)	2	3
Otros Activos Financieros	54	61
Activos por Impuesto Diferido (Nota 14)	153	218
ACTIVO CORRIENTE	798	4.379
Activos no Corrientes Mantenidos para la Venta	-	-
Deudores Comerciales y Otras Cuentas a Cobrar	71	304
Deudores Varios	42	247
Deudores Empresas del Grupo (Nota 17.2)	24	21
Activos por Impuesto Corriente	4	36
Otros Créditos con las Administraciones Públicas	1	-
Inversiones en Empresas del Grupo y Asociadas a Corto Plazo (Notas 7 y 17)	201	1.087
Créditos a Empresas	169	168
Derivados (Nota 12)	12	4
Otros Activos Financieros	20	915
Inversiones Financieras a Corto Plazo (Nota 7)	496	2.965
Créditos a Empresas	489	2.960
Derivados (Nota 12)	6	5
Otros Activos Financieros	1	-
Periodificaciones a Corto Plazo	-	-
Efectivo y Otros Activos Líquidos Equivalentes	30	23
Tesorería	30	23

TOTAL ACTIVO 21.796 24.179 Las Notas 1 a 20 incluidas en la Memoria adjunta forman parte integrante de los Balances de Situación a 31 de

diciembre de 2013 y 2012.

ENDESA, S.A. BALANCES DE SITUACION A 31 DE DICIEMBRE DE 2013 Y 2012

Millones de Euros	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
PATRIMONIO NETO Y PASIVO
PATRIMONIO NETO	11.074	10.724
Fondos Propios (Nota 8)	11.074	10.724
Capital	1.271	1.271
Capital Escriturado	1.271	1.271
Prima de Emisión	1.376	1.376
Reservas	5.274	5.271
Legal y Estatutarias	285	285
Otras Reservas	4.989	4.986
Resultados de Ejercicios Anteriores	2.806	2.253
Remanente	2.806	2.253
Resultado del Ejercicio	1.935	553
Dividendo a Cuenta	(1.588)	-
Ajustes por Cambios de Valor	-	-
Operaciones de Cobertura	-	-
PASIVO NO CORRIENTE	7.791	12.377
Provisiones a Largo Plazo (Nota 9)	197	236
Obligaciones por Prestaciones a Largo Plazo al Personal	66	39
Provisiones para Planes de Reestructuración de Plantilla	63	92
Otras Provisiones	68	105
Deudas a Largo plazo (Nota 10)	1.239	1.583
Deudas con Entidades de Crédito	1.231	1.569
Acreedores por Arrendamiento Financiero	1	-
Derivados (Nota 12)	1	-
Otros Pasivos Financieros	6	14
Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas a Largo Plazo (Notas 10 y 17)	6.273	10.476
Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas	6.273	10.476
Pasivos por Impuesto Diferido (Nota 14)	82	82
PASIVO CORRIENTE Pasivos Asociados con Activos no Corrientes Mantenidos para la Venta	2.931 -	1.078 -
Provisiones a Corto Plazo (Nota 9)	49	53
Deudas a Corto Plazo (Nota 10)	297	179
Deudas con Entidades de Crédito	150	148
Acreedores por Arrendamiento Financiero	1	-
	12	22
Derivados (Nota 12) Otros Pasivos Financieros	134	9
Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas a Corto Plazo (Notas 10 y 17)	2.488	686
Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas	2.482	681
Derivados (Nota 12)	6	5
Acreedores Comerciales y Otras Cuentas a Pagar	97	160
		15
		99
		38 8
Proveedores Empresas del Grupo y Asociadas (Nota 17) Acreedores Varios Personal (Remuneraciones Pendientes de Pago) Otras Deudas con las Administraciones Públicas	20 44 26 7

TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVO 21.796 24.179

Las Notas 1 a 20 incluidas en la Memoria adjunta forman parte integrante de los Balances de Situación a 31 de diciembre de 2013 y 2012.

ENDESA, S.A. CUENTAS DE PERDIDAS Y GANANCIAS CORRESPONDIENTES A LOS EJERCICIOS ANUALES TERMINADOS A 31 DE DICIEMBRE DE 2013 Y 2012

Millones de Euros	2013	2012
OPERACIONES CONTINUADAS
Importe Neto de la Cifra de Negocios (Nota 15.1)	2.561	1.245
Prestaciones de Servicios	320 2.241	327 917
Ingresos por Dividendos de Empresas del Grupo y Asociadas (Notas 7.1.1 y 17.1) Ingresos por Dividendos de Terceros	-	1
Otros Ingresos de Explotación	21	25
Ingresos Accesorios y Otros de Gestión Corriente	21	25
Gastos de Personal (Nota 15.3)	(222)	(205)
Sueldos, Salarios y Asimilados	(175)	(158)
Cargas Sociales	(38)	(36)
Provisiones	(9)	(11)
Otros Gastos de Explotación (Nota 15.4)	(130)	(185)
Servicios Exteriores	(108)	(138)
Otros Gastos de Gestión Corriente	(21)	(30)
Tributos	(1)	(17)
Amortización del Inmovilizado (Notas 5 y 6)	(30)	(30)
Excesos de Provisiones	1	-
Deterioro y Resultados de Inversiones en Empresas del Grupo y Asociadas	(5)	(70)
(Notas 7, 15.2 y 17.1)
RESULTADO DE EXPLOTACION	2.196	780
Ingresos Financieros (Nota 15.5)	48	87
De Valores Negociables y de Créditos del Activo Inmovilizado	48	87
De Empresas del Grupo y Asociadas (Nota 17)	1	1
De Terceros	47	86
	(365)	(423)
Gastos Financieros (Nota 15.5)	(321)	(366)
Por Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas (Nota 17) Por Deudas con Terceros	(41)	(42)
Por Actualización de Provisiones	(3)	(15)
Variación de Valor Razonable en Instrumentos Financieros	1	(40)
Cartera de Negociación y Otros (Nota 12)	1	(40)
Imputación al Resultado del Ejercicio por Activos Financieros Disponibles para la Venta	-	-
Diferencias de Cambio (Nota 13)	(4)	(1)
Deterioro y Resultado por Enajenaciones de Instrumentos Financieros	20	(10)
Deterioros (Nota 7.2)	20	3
Resultado por Enajenaciones y Otras (Nota 7.2.1)	-	(13)
RESULTADO FINANCIERO	(300)	(387)
RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS	1.896	393
Impuestos sobre Sociedades (Nota 14)	39	160
RESULTADO DEL EJERCICIO PROCEDENTE DE OPERACIONES CONTINUADAS	1.935	553
RESULTADO DEL EJERCICIO PROCEDENTE DE OPERACIONES INTERRUMPIDAS NETO DE IMPUESTOS	-	-
Operaciones Interrumpidas	-	-
RESULTADO DEL EJERCICIO	1.935	553

Las Notas 1 a 20 incluidas en la Memoria adjunta forman parte integrante de las Cuentas de Pérdidas y Ganancias correspondientes a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2013 y 2012.

ENDESA, S.A. ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO CORRESPONDIENTES A LOS EJERCICIOS ANUALES TERMINADOS A 31 DE DICIEMBRE DE 2013 Y 2012

A) ESTADOS DE INGRESOS Y GASTOS RECONOCIDOS CORRESPONDIENTES A LOS EJERCICIOS ANUALES TERMINADOS A 31 DE DICIEMBRE DE 2013 Y 2012

Millones de Euros 2013 2012 RESULTADOS DE LA CUENTA DE PERDIDAS Y GANANCIAS 1.935 553 Ingresos y Gastos Imputados Directamente al Patrimonio Neto Por Coberturas de Flujos de Efectivo (Nota 12) - 11 Por Ganancias y Pérdidas Actuariales y Otros Ajustes (Nota 9) 4 (7) Efecto Impositivo (Nota 14) (1) (1) TOTAL INGRESOS Y GASTOS IMPUTADOS DIRECTAMENTE EN EL PATRIMONIO NETO 3 3 Transferencias a la Cuenta de Pérdidas y Ganancias Por Valoración de Activos y Pasivos - - Activos Financieros Disponibles para la Venta - - Por Coberturas de Flujos de Efectivo (Nota 12) - 14 Efecto Impositivo (Nota 14) - (4) TOTAL TRANSFERENCIAS A LA CUENTA DE PERDIDAS Y GANANCIAS - 10 TOTAL DE INGRESOS/ (GASTOS) RECONOCIDOS 1.938 566

Las Notas 1 a 20 incluidas en la Memoria adjunta forman parte integrante de los Estados de Ingresos y Gastos Reconocidos correspondientes a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2013 y 2012.

ENDESA, S.A. ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO CORRESPONDIENTES A LOS EJERCICIOS ANUALES TERMINADOS A 31 DE DICIEMBRE DE 2013 Y 2012

B) ESTADOS TOTALES DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO CORRESPONDIENTES A LOS EJERCICIOS ANUALES TERMINADOS A 31 DE DICIEMBRE DE 2013 Y 2012

Millones de Euros

				31 de Diciembre de 2013
		Fondos Propios
	Capital	Prima de Emisión	Reservas (Nota 8.3)	Resultados de Ejercicios Anteriores	Resultado del Ejercicio	(Dividendo a Cuenta)	Ajustes por Cambios de Valor	Total Patrimonio Neto
Saldo a 31 de Diciembre de 2012	1.271	1.376	5.271	2.253	553	-	-	10.724
TOTAL INGRESOS / (GASTOS) RECONOCIDOS	-	-	3	-	1.935	-	-	1.938
Operaciones con Socios o Propietarios	-	-	-	-	-	(1.588)	-	(1.588)
Distribución de Dividendos	-	-	-	-	-	(1.588)	-	(1.588)
Otras Variaciones del Patrimonio Neto	-	-	-	553	(553)	-	-	-
Saldo a 31 de Diciembre de 2013	1.271	1.376	5.274	2.806	1.935	(1.588)	-	11.074

Millones de Euros

31 de Diciembre de 2012
	Fondos Propios
	Capital	Prima de Emisión	Reservas (Nota 8.3)	Resultados de Ejercicios Anteriores	Resultado del Ejercicio	(Dividendo a Cuenta)	Ajustes por Cambios de Valor	Total Patrimonio Neto
Saldo a 31 de Diciembre de 2011	1.271	1.376	5.276	2.325	570	-	(18)	10.800
TOTAL INGRESOS / (GASTOS) RECONOCIDOS	-	-	(5)	-	553	-	18	566
Operaciones con Socios o Propietarios	-	-	-	(72)	(570)	-	-	(642)
Distribución de Dividendos	-	-	-	(72)	(570)	-	-	(642)
Saldo a 31 de Diciembre de 2012	1.271	1.376	5.271	2.253	553	-	-	10.724

Las Notas 1 a 20 incluidas en la Memoria adjunta forman parte integrante de los Estados Totales de Cambios en el Patrimonio Neto correspondientes a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2013 y 2012.

ENDESA, S.A. ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO CORRESPONDIENTES A LOS EJERCICIOS ANUALES TERMINADOS A 31 DE DICIEMBRE DE 2013 Y 2012

Millones de Euros

	2013	2012
FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLOTACION	3.007	1
Resultado del Ejercicio Antes de Impuestos	1.896	393
Ajustes del Resultado	(1.955)	(440)
Ingresos por Dividendos (Notas 7.1 y 17.1)	(2.241)	(918)
Amortización del Inmovilizado (Notas 5 y 6)	30	30
Ingresos Financieros	(44)	(87)
Gastos Financieros	325	423
Otros Ajustes	(25)	112
Cambios en el Capital Corriente	182	(35)
Otros Flujos de Efectivo de las Actividades de Explotación	2.884	83
Pagos de Intereses	(349)	(397)
Cobros de Dividendos	3.135	401
Cobros de Intereses	37	7
Cobros / (Pagos) por Impuesto sobre Sociedades	85	93
Otros Cobros / (Pagos)	(24)	(21)
FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS DE LAS ACTIVIDADES DE INVERSION	1.190	(628)
Pagos por Inversiones	(3.067)	(2.565)
Empresas del Grupo y Asociadas	(294)	(803)
Inmovilizado Material e Intangible	(29)	(30)
Otros Activos Financieros	(2.744)	(1.732)
Cobros por Desinversiones	4.257	1.937
Empresas del Grupo y Asociadas	519	-
Otros Activos Financieros	3.738	1.926
Otros Activos	-	11
FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE FINANCIACION	(4.190)	629
Cobros y (Pagos) por Instrumentos de Patrimonio	-	-
Cobros y (Pagos) por Instrumentos de Pasivo Financiero	(4.190)	1.271
Emisión	711	4.554
Devolución y Amortización	(4.901)	(3.283)
Pagos por Dividendos y Remuneraciones de Otros Instrumentos de Patrimonio	-	(642)
Dividendos	-	(642)
EFECTO DE LAS VARIACIONES DE LOS TIPOS DE CAMBIO	-	-
AUMENTO (DISMINUCION) NETO DE EFECTIVO O EQUIVALENTES	7	2
EFECTIVO O EQUIVALENTES AL INICIO DEL EJERCICIO	23	21
EFECTIVO O EQUIVALENTES AL FINAL DEL EJERCICIO	30	23

Las Notas 1 a 20 incluidas en la Memoria forman parte integrante de los Estados de Flujos de Efectivo correspondientes a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2013 y 2012.

ENDESA, S.A.

MEMORIA DE CUENTAS ANUALES CORRESPONDIENTE AL EJERCICIO ANUAL TERMINADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2013

Índice

2.3. Responsabilidad de la información y estimaciones realizadas 12
2.4. Empresa en funcionamiento 13
2.5. Moneda funcional y moneda de presentación 13
j) Impuesto sobre sociedades 28
k) Ingresos y gastos 29
l) Indemnizaciones por despido 30
8.1. Capital Social 49
	1. ACTIVIDAD Y ESTADOS FINANCIEROS DE LA SOCIEDAD 10 2. BASES DE PRESENTACION DE LAS CUENTAS ANUALES 11 2.1. Imagen fiel 11 2.2. Principios contables 12 2.6. Comparación de la información 13 2.7. Agrupación de partidas 13 3. APLICACION DE RESULTADOS 13 4. NORMAS DE REGISTRO Y VALORACION 14 a) Inmovilizado intangible 14 b) Inmovilizado material 15 c) Arrendamientos 15 d) Instrumentos financieros 16 e) Efectivo y otros activos líquidos equivalentes 25 f) Activos no corrientes mantenidos para la venta 25 g) Provisiones y contingencias 25 h) Transacciones en moneda extranjera 27 i) Clasificación de activos y pasivos como corrientes y no corrientes 28 m) Transacciones con partes vinculadas 30 n) Sistemas de retribución basados en acciones 30 ñ) Estado de flujos de efectivo 30 5. INMOVILIZADO INTANGIBLE 31 6. INMOVILIZADO MATERIAL 32 7. ACTIVOS FINANCIEROS A LARGO Y CORTO PLAZO 33 7.1. Inversiones en Empresas del Grupo y Asociadas a largo y corto plazo 36 7.2. Inversiones financieras a largo y corto plazo 41 7.3. Clasificación de los activos financieros a largo y corto plazo por naturaleza y categorías 44 7.4. Clasificación por vencimientos 47 7.5. Imputaciones a la Cuenta de Pérdidas y Ganancias y al Patrimonio Neto 47 7.6. Activos financieros a valor razonable con cambios en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias 48 7.7. Compromisos de inversiones financieras 48 8. PATRIMONIO NETO 49 8.2. Prima de emisión 49 8.3. Reservas 50 8.4. Ajustes por cambios de valor 52 8.5. Otra información 52

9.1. Obligaciones por prestaciones a largo plazo al personal 52
9.2. Provisiones para planes de reestructuración de plantilla 55
9.3. Otras provisiones 57
10. PASIVOS FINANCIEROS A LARGO Y CORTO PLAZO 58
10.1. Clasificación de los pasivos financieros a largo y corto plazo por naturaleza y
categorías 60
10.2. Clasificación por vencimientos 62
10.3. Imputaciones a la Cuenta de Pérdidas y Ganancias y al Patrimonio Neto 62
10.4. Pasivos financieros afectos a relaciones de cobertura 63
10.5. Pasivos financieros a valor razonable con cambios en la Cuenta de Pérdidas y
Ganancias 63
10.6. Otros aspectos 63
11. POLITICA DE GESTION DE RIESGOS 64
11.1. Riesgo de tipo de interés 65
11.2. Riesgo de tipo de cambio 66
11.3. Riesgo de liquidez 66
11.4. Riesgo de crédito 66
11.5. Medición del riesgo 67
12. INSTRUMENTOS FINANCIEROS DERIVADOS 68
13. MONEDA EXTRANJERA 71
14. SITUACION FISCAL 72
14.1. Conciliación entre el resultado contable y la base imponible 73
14.2. Conciliación entre la cuota a pagar y el gasto por impuesto sobre sociedades 74
14.3. Deducciones y bonificaciones 75
14.4. Conciliación entre el resultado contable y el gasto por impuesto sobre sociedades 75
14.5. Desglose del gasto por impuesto sobre sociedades 76
14.6. Activos por impuesto diferido 77
14.7. Pasivos por impuesto diferido 78
14.8. Operaciones de reordenación societaria acogidas al Régimen Especial del
Capítulo VIII del Título VII del Real Decreto Legislativo 4/2004, de 5 de marzo, del
Impuesto sobre Sociedades 78
14.9. Ejercicios susceptibles de comprobación administrativa 78
15. RESULTADO DE EXPLOTACION 79
15.1. Importe neto de la cifra de negocios 79
15.2. Deterioro de inversiones en Empresas del Grupo y Asociadas 79
15.3. Gastos de personal 79
15.4. Otros gastos de explotación 80
15.5. Ingresos y gastos financieros 80
16. GARANTIAS CON TERCEROS Y OTROS PASIVOS CONTINGENTES 81
17. OPERACIONES CON PARTES VINCULADAS 82
17.1. Operaciones con partes vinculadas 82
17.2. Saldos mantenidos con partes vinculadas 84
17.3. Información referente al Consejo de Administración y Alta Dirección 85
18. OTRA INFORMACION 93
18.1. Personal 93
18.2. Retribución a los auditores 93
18.3. Seguros 94
18.4. Información sobre los aplazamientos de pago efectuados a proveedores y
acreedores 94
19. INFORMACION SOBRE ACTIVIDADES MEDIOAMBIENTALES 94
20. HECHOS POSTERIORES AL CIERRE 94

ENDESA, S.A.

MEMORIA DE CUENTAS ANUALES CORRESPONDIENTE AL EJERCICIO ANUAL TERMINADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2013

1. Actividad y Estados Financieros de la Sociedad.

ENDESA, S.A. (en adelante la "Sociedad") se constituyó con la forma mercantil de Sociedad Anónima el 18 de noviembre de 1944 con el nombre de Empresa Nacional de Electricidad, S.A. y cambió su denominación social por la de ENDESA, S.A. por Acuerdo de la Junta General Ordinaria de Accionistas celebrada el 25 de junio de 1997. Tiene su domicilio social y fiscal en Madrid, calle Ribera del Loira número 60, siendo ésta también su sede administrativa.

Su objeto social es el negocio eléctrico en sus distintas actividades industriales y comerciales, la explotación de toda clase de recursos energéticos primarios, la prestación de servicios de carácter industrial y, en especial, los de telecomunicaciones, agua y gas, así como los que tengan carácter preparatorio o complementario de las actividades incluidas en el objeto social, y la gestión del Grupo empresarial, constituido con las participaciones en otras sociedades.

La Sociedad desarrolla, en el ámbito nacional e internacional, las actividades que integran su objeto, bien directamente o mediante su participación en otras sociedades.

Para adaptarse a lo dispuesto por la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, que ha derogado la hasta entonces vigente Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, ENDESA, S.A. realizó en su momento un proceso de reordenación societaria para separar las distintas actividades eléctricas. Desde ese momento la actividad de ENDESA, S.A. se centra fundamentalmente en la gestión y prestación de servicios a su Grupo empresarial, constituido por las participaciones financieras enumeradas en estas Cuentas Anuales.

La Sociedad tiene sus acciones admitidas a cotización en las Bolsas Españolas. Asimismo, los títulos de ENDESA, S.A. se negocian en la Bolsa "Off-Shore" de Santiago de Chile.

Las Cuentas Anuales de la Sociedad del ejercicio anual terminado a 31 de diciembre 2013 han sido formuladas por el Consejo de Administración de la Sociedad el 24 de febrero de 2014 y se someterán a la aprobación de la Junta General de Accionistas, estimándose que se aprobarán sin modificaciones. Las Cuentas Anuales del ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2012 fueron formuladas por el Consejo de Administración el 25 de febrero de 2013 siendo aprobadas por la Junta General de Accionistas celebrada el 22 de abril de 2013.

La Sociedad posee participaciones en Empresas del Grupo, Multigrupo y Asociadas. Como consecuencia de ello, la Sociedad es dominante de un Grupo de sociedades de acuerdo con la legislación vigente. La presentación de Cuentas Anuales Consolidadas es necesaria, de acuerdo con principios y normas contables generalmente aceptados, para presentar la imagen fiel de la situación financiera y de los resultados de las operaciones, de los cambios en el patrimonio neto y de los flujos de efectivo del Grupo empresarial. La información relativa a las participaciones en Empresas del Grupo, Multigrupo y Asociadas se presenta en la Nota 7.

Los Administradores han formulado el 24 de febrero de 2014 las Cuentas Anuales Consolidadas de ENDESA, S.A. y Sociedades Dependientes (en adelante, "ENDESA") del ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2013 preparadas de acuerdo a Normas Internacionales de Información Financiera adoptadas por la Unión Europea (NIIF-UE). Las Cuentas Anuales Consolidadas de ENDESA, S.A. y Sociedades Dependientes del ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2012 fueron formuladas por el Consejo de Administración el 25 de febrero de 2013, siendo aprobadas por la Junta General de Accionistas celebrada el 22 de abril de 2013 y están depositadas en el Registro Mercantil de Madrid.

Las principales magnitudes de las Cuentas Anuales Consolidadas de ENDESA, S.A. y Sociedades Dependientes de los ejercicios 2013 y 2012 son las siguientes:

Millones de Euros
	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Total Activo	56.457	58.778
Patrimonio Neto	26.769	26.369
- De la Sociedad Dominante	20.521	20.653
- De los Accionistas Minoritarios	6.248	5.716
Ingresos	31.203	33.933
Resultado del Ejercicio	2.943	2.771
- De la Sociedad Dominante	1.879	2.034
- De los Accionistas Minoritarios	1.064	737

El Grupo ENEL controla el 92,063% de ENDESA a través de ENEL Energy Europe, S.L.U., por lo que ostenta el control de la Sociedad. Las sociedades ENEL Energy Europe, S.L.U., y ENEL, S.p.A. tienen su domicilio social y fiscal en Calle Ribera del Loira, 60, 28042 Madrid (España) y Viale Regina Margherita 137, 00198 Roma (Italia), respectivamente.

Las Cuentas Anuales de ENEL Energy Europe, S.L.U. del ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2012 fueron formuladas el 25 de febrero de 2013, siendo aprobadas por decisión del Socio Único el 22 de abril de 2013, y están depositadas en el Registro Mercantil de Madrid.

Las Cuentas Anuales Consolidadas de ENEL, S.p.A. y Sociedades Dependientes del ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2012 fueron aprobadas por la Junta General de Accionistas celebrada el 30 de abril de 2013 y están depositadas en el Registro Mercantil de Roma y Madrid.

2. Bases de presentación de las Cuentas Anuales.

2.1. Imagen fiel.

Las Cuentas Anuales del ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2013 se presentan de acuerdo con lo establecido por la Ley 16/2007, de 4 de julio, de reforma y adaptación de la legislación mercantil en materia contable para su armonización internacional con base en la normativa de la Unión Europea y en el Plan General de Contabilidad aprobado por el Real Decreto 1514/2007, de 16 de noviembre, así como en las modificaciones al Plan General de Contabilidad establecidas por el Real Decreto 1159/2010, de 17 de septiembre.

Las presentes Cuentas Anuales muestran la imagen fiel del patrimonio y de la situación financiera de la Sociedad a 31 de diciembre de 2013, de los resultados de sus operaciones, de los cambios en el Patrimonio Neto y de los flujos de efectivo que se han producido en la Sociedad en el ejercicio terminado en dicha fecha y han sido elaboradas a partir de los registros de contabilidad de la Sociedad.

2.2. Principios contables.

Los principios y criterios contables aplicados para la elaboración de estas Cuentas Anuales son establecidos en el Plan General de Contabilidad y se resumen en la Nota 4 de esta Memoria. Todos los principios contables obligatorios con incidencia en el Patrimonio Neto, la situación financiera y los resultados se han aplicado en la elaboración de estas Cuentas Anuales.

2.3. Responsabilidad de la información y estimaciones realizadas.

La información contenida en estas Cuentas Anuales es responsabilidad de los Administradores de la Sociedad.

En la preparación de estas Cuentas Anuales se han utilizado determinadas estimaciones realizadas por los Administradores de la Sociedad para cuantificar algunos de los activos, pasivos, ingresos, gastos y compromisos que figuran registrados en ellas. Básicamente, estas estimaciones se refieren a:

• La valoración de los instrumentos de patrimonio que conforman las inversiones de la Sociedad en Empresas del Grupo, Multigrupo y Asociadas para determinar, en su caso, la existencia de pérdidas por deterioro (véanse Notas 4d y 7.1).
• Las hipótesis empleadas en el cálculo actuarial de los pasivos, compromisos y obligaciones con los empleados y las fechas de salida de los empleados afectados por los expedientes de regulación de empleo (véanse Notas 9.1 y 9.2).
• La vida útil de los activos materiales e intangibles (véanse Notas 4a y 4b).
• La valoración de los activos financieros para determinar la existencia de pérdidas por deterioro de los mismos (véanse Notas 4d y 7).
• Las hipótesis utilizadas para el cálculo del valor razonable de los instrumentos financieros (véase Nota 4d).
• Determinadas magnitudes del sistema eléctrico, incluyendo las correspondientes a otras empresas, tales como producción, facturación a clientes, energía consumida, incentivos de la actividad de distribución, etc. que permiten estimar la liquidación global del sistema eléctrico y que podría afectar al déficit de ingresos de las actividades reguladas en España.
• La interpretación de la normativa existente o de nueva normativa relacionada con la regulación del sector eléctrico cuyos efectos económicos definitivos vendrán determinados finalmente por las resoluciones de los organismos competentes, las cuales están pendientes de emitirse en la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales (Véase Nota 4).
• La probabilidad de ocurrencia y el importe de los pasivos de importes inciertos o contingentes (véanse Notas 4g y 9.3).
• Los resultados fiscales de la Sociedad que se declararán ante las autoridades tributarias en el futuro y que han servido de base para el registro de los distintos saldos relacionados con el impuesto sobre sociedades en estas Cuentas Anuales (véanse Notas 4j y 14).

A pesar de que estas estimaciones se han realizado en función de la mejor información disponible en la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales sobre los hechos analizados, es posible que acontecimientos que puedan tener lugar en el futuro obliguen a modificarlas (al alza o a la baja) en próximos ejercicios, lo que se haría de forma prospectiva, reconociendo los efectos del cambio de estimación en las correspondientes Cuentas Anuales futuras.

2.4. Empresa en funcionamiento.

A 31 de diciembre de 2013 la Sociedad, como consecuencia de la política de gestión de tesorería y de reparto de dividendos llevada a cabo durante el ejercicio 2013 (véase Nota 3) mantiene un fondo de maniobra negativo. En este sentido, los estados de liquidez de la Sociedad para el próximo ejercicio junto con la evolución prevista, unido al hecho de que cualquier necesidad de financiación puede ser cubierta a través del disponible en líneas de crédito a largo plazo que posee la Sociedad (véase Nota 10.6), garantizan que ésta pueda obtener recursos financieros suficientes para continuar sus operaciones y liquidar sus activos y pasivos por los importes con que figuran en el Balance de Situación adjunto. En consecuencia, los Administradores de la Sociedad han preparado las Cuentas Anuales adjuntas aplicando el principio de empresa en funcionamiento.

2.5. Moneda funcional y moneda de presentación.

Las Cuentas Anuales a 31 de diciembre de 2013 se presentan en millones de euros. El euro es la moneda funcional y de presentación de la Sociedad.

2.6. Comparación de la información.

Las Cuentas Anuales presentan a efectos comparativos, con cada una de las partidas del Balance de Situación, de la Cuenta de Pérdidas y Ganancias, del Estado de Cambios en el Patrimonio Neto, del Estado de Flujos de Efectivo y de la Memoria, además de las cifras del ejercicio 2013, las correspondientes al ejercicio anterior que formaban parte de las Cuentas Anuales del 2012 aprobadas por la Junta General de Accionistas el 22 de abril de 2013.

2.7. Agrupación de partidas.

Determinadas partidas del Balance de Situación, de la Cuenta de Pérdidas y Ganancias, del Estado de Cambios en el Patrimonio Neto y del Estado de Flujos de Efectivo se presentan de forma agrupada para facilitar su comprensión, si bien, en la medida en que sea significativa, se ha incluido la información desagregada en las correspondientes Notas de la Memoria.

3. Aplicación de resultados.

La propuesta de aplicación del resultado del ejercicio 2013 que presentará el Consejo de Administración de la Sociedad a la Junta General de Accionistas es la siguiente:

Bases de Reparto Ejercicio 2013	Euros
Pérdidas y Ganancias (Beneficio)	1.935.401.324,71
Remanente	2.807.082.213,31
Total	4.742.483.538,02
Aplicación
A Dividendo (1)	1.588.128.175,50
A Remanente	3.154.355.362,52
Total	4.742.483.538,02

(1) Importe máximo a distribuir correspondiente a 1,5 euros brutos por acción por la totalidad de las acciones (1.058.752.117 acciones).

Con fecha 17 de diciembre de 2013 el Consejo de Administración de ENDESA, S.A. acordó la distribución de un dividendo a cuenta de los resultados del ejercicio 2013 de 1,5 euros brutos por acción.

Esta cantidad no excede de los resultados obtenidos por la Sociedad en el ejercicio 2013, deducidas las pérdidas procedentes de ejercicios anteriores y las reservas obligatorias dotadas por ley o disposición estatutaria, así como la estimación del impuesto a pagar sobre los citados resultados.

De acuerdo con lo requerido por el artículo 277 del Real Decreto Legislativo 1/2010, de 2 de julio, por el que se aprueba el Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital, en el cuadro que se incluye a continuación figura el estado de liquidez provisional que pone de manifiesto la existencia de liquidez suficiente para la distribución de estos dividendos.

Estado Previsional de Liquidez.

Miles de Euros
	Del 1 de Diciembre de 2013 al 30 de Noviembre
	de 2014
Disponible al Inicio del Período
Caja, Bancos y Efectivo Disponible	33
Créditos Disponibles con Terceros	3.199
Créditos Disponibles con Empresas del Grupo	3.500
Aumentos de Tesorería
Por Operaciones Corrientes	2.453
Por Operaciones Financieras	1.852
Disminuciones de Tesorería
Por Operaciones Corrientes	(342)
Por Operaciones Financieras	(485)
Disponible al Final del Período	10.210
Propuesta de Dividendo a Cuenta de los Resultados del Ejercicio 2013	1.588

La propuesta de aplicación del resultado del ejercicio 2012 que aprobó la Junta General de Accionistas consistió en destinar el mismo a Remanente:

Bases de Reparto Ejercicio 2012	Euros
Pérdidas y Ganancias (Beneficio)	553.208.090,06
Remanente	2.253.874.123,24
Total	2.807.082.213,30
Aplicación
A Remanente	2.807.082.213,30
Total	2.807.082.213,30

4. Normas de registro y valoración.

Las principales normas de registro y valoración utilizadas en la elaboración de estas Cuentas Anuales, de acuerdo con las establecidas en el Plan General de Contabilidad, han sido las siguientes:

a) Inmovilizado intangible.

El inmovilizado intangible se reconoce inicialmente por su coste de adquisición o producción siguiendo los mismos principios que los establecidos en la determinación del coste de producción de existencias.

Con posterioridad al reconocimiento inicial los elementos del inmovilizado intangible se valoraran a su coste menos la amortización acumulada y el importe acumulado de las correcciones valorativas por deterioro reconocidas.

El inmovilizado intangible se amortiza en su vida útil, que, en la mayor parte de los casos, se estima en cinco años.

La Sociedad revisa el valor residual, la vida útil y el método de amortización del inmovilizado intangible al cierre de cada ejercicio. Las modificaciones en los criterios inicialmente establecidos se reconocen como un cambio de estimación.

b) Inmovilizado material.

El inmovilizado material se reconoce inicialmente por su coste de adquisición o producción siguiendo los mismos criterios generales que los establecidos en la determinación del coste de producción de las existencias y, posteriormente, se valora a su coste neto de su correspondiente amortización acumulada y de las pérdidas por deterioro que, en su caso, haya experimentado.

El inmovilizado material, neto en su caso del valor residual del mismo, se amortiza distribuyendo linealmente el coste de los diferentes elementos que lo componen entre los años de vida útil estimada que constituyen el período en que la Sociedad espera utilizarlos.

La vida útil, el valor residual y el método de amortización se revisan, como mínimo, en la fecha de cierre de cada ejercicio, y, si procede, se ajustan de forma prospectiva.

A continuación se presentan los períodos de vida útil utilizados para la amortización de los activos:

	Años vida útil estimada
Mobiliario	10
Otro Inmovilizado	5-14

Los costes de ampliación y mejora del inmovilizado material que representan un aumento de su capacidad de producción, mejora sustancial en su productividad o alargamiento de la vida útil estimada del activo se imputarán como mayor valor del inmovilizado.

Las renovaciones del inmovilizado serán capitalizables siempre que se cumplan las condiciones para su reconocimiento como activo, es decir, que sean resultantes de sucesos pasados, de los que se espera que la empresa obtenga beneficios o rendimientos económicos en el futuro.

Los gastos periódicos de conservación y reparación se imputan a resultados como coste del ejercicio en que se incurren.

c) Arrendamientos.

Los arrendamientos en los que se transfieren sustancialmente todos los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad se clasifican como financieros. El resto de arrendamientos se clasifican como operativos.

Los arrendamientos financieros en los que la Sociedad actúa como arrendatario se reconocen al comienzo del contrato, registrando un activo según su naturaleza y un pasivo por el mismo importe, e igual al valor razonable del bien arrendado, o bien al valor presente de los pagos mínimos por el arrendamiento, si éste fuera menor. Posteriormente los pagos mínimos por arrendamiento se dividen entre carga financiera y reducción de deuda. La carga financiera se reconoce como gasto y se distribuye entre los ejercicios que constituyen el período de arrendamiento, de forma que se obtiene un tipo de interés constante en cada ejercicio sobre el saldo de la deuda pendiente de amortizar. El activo se amortiza en los mismos términos que el resto de activos depreciables similares si existe certeza razonable de que el arrendatario adquirirá la propiedad del activo al finalizar el arrendamiento. Si no existe dicha certeza, el activo se amortiza en el plazo menor entre la vida útil del activo o el plazo del arrendamiento.

Los gastos derivados de los acuerdos de arrendamiento operativo se cargan a la Cuenta de Pérdidas y Ganancias en el ejercicio en que se devengan.

Cualquier cobro o pago que pudiera realizarse al contratar un arrendamiento operativo, se tratará como un cobro o pago anticipado que se imputará a resultados a lo largo del período del arrendamiento, a medida que se cedan o reciban los beneficios del activo arrendado.

d) Instrumentos financieros.

Un instrumento financiero es un contrato que da lugar, simultáneamente, a un activo financiero en una entidad y a un pasivo financiero, o a un instrumento de patrimonio en otra entidad.

Los instrumentos financieros se clasifican en el momento de su reconocimiento inicial como un activo financiero, un pasivo financiero o un instrumento de patrimonio, de conformidad con el fondo económico del acuerdo contractual que lo origina y con las definiciones de activo financiero, pasivo financiero o de instrumento de patrimonio.

Un activo financiero y un pasivo financiero son objeto de compensación sólo cuando la sociedad tiene el derecho exigible de compensar los importes reconocidos y tiene la intención de liquidar la cantidad neta o realizar el activo y cancelar el pasivo simultáneamente.

d.1. Activos financieros excepto derivados e inversiones en el patrimonio de Empresas del Grupo, Multigrupo y Asociadas.

1. Clasificación de los activos financieros.

La Sociedad clasifica sus activos financieros, ya sean a largo o corto plazo, en las siguientes categorías atendiendo a las características y a las intenciones de la Sociedad en el momento de su reconocimiento inicial:

– Préstamos y partidas a cobrar: son activos financieros que se originan en la prestación de servicios por operaciones de tráfico de la empresa, o los que no teniendo un origen comercial, no son instrumentos de patrimonio ni derivados y cuyos cobros son de cuantía fija o determinable y no se negocian en un mercado activo.

Estos activos financieros se registran inicialmente al valor razonable de la contraprestación entregada más los costes de la transacción que sean directamente atribuibles. Posteriormente se valorarán a su coste amortizado correspondiendo éste al valor inicial, menos las devoluciones de principal efectuadas, más los intereses devengados no cobrados calculados por el método del tipo de interés efectivo.

Los intereses devengados se contabilizarán en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias, aplicando el método del tipo de interés efectivo. El tipo de interés efectivo es aquel que iguala exactamente los flujos de efectivo por cobrar o por pagar estimados a lo largo de la vida esperada del instrumento financiero (o, cuando sea adecuado, en un período más corto) con el importe neto en libros del activo o pasivo financiero.

Cuando existe una evidencia objetiva de que el activo puede haber sufrido un deterioro se realiza el correspondiente análisis procediendo a contabilizar una pérdida por deterioro si el valor en libros del activo es superior al valor actual de los flujos de efectivo futuros que se estima va a generar, descontados al tipo de interés efectivo calculado en el momento de su reconocimiento inicial, por el importe de esta diferencia. Para los activos financieros a tipo de interés variable, se emplea el tipo de interés efectivo que corresponda a la fecha de cierre de las Cuentas Anuales de acuerdo con las condiciones contractuales.

No obstante, los créditos por operaciones comerciales con vencimiento no superior a un año y que no tienen un tipo de interés contractual, así como los anticipos y créditos al personal, los dividendos a cobrar y los desembolsos exigidos sobre instrumentos de patrimonio, cuyo importe se espera recibir en el corto plazo, se valoran inicialmente y posteriormente por su valor nominal, cuando el efecto de no actualizar los flujos de efectivo no es significativo.

Las correcciones valorativas por deterioro se reconocen como un gasto o un ingreso, respectivamente, en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias. La reversión del deterioro tendrá como límite el valor en libros del crédito que estaría reconocido en la fecha de reversión si no se hubiese registrado el deterioro.

– Inversiones mantenidas hasta el vencimiento: se incluyen en esta categoría los valores representativos de deuda, con una fecha de vencimiento fijada, cobros de cuantía determinada o determinable, que se negocian en un mercado activo y sobre los que la Sociedad manifiesta su intención y capacidad para conservarlos en su poder hasta la fecha de su vencimiento.

Los criterios de valoración que se aplican a este tipo de activos coinciden con los explicados para los "Préstamos y Partidas a Cobrar".

La Sociedad no tiene inversiones de esta naturaleza a 31 de diciembre de 2013 y 2012.

• Activos financieros registrados a valor razonable con cambios en Pérdidas y Ganancias:
  • Activos financieros mantenidos para negociar: son aquéllos adquiridos con el objetivo de enajenarlos en el corto plazo o aquéllos que forman parte de una cartera de la que existen evidencias de actuaciones recientes con dicho objetivo, incluidos los instrumentos financieros derivados que no se hayan designado como instrumento de cobertura. Se valoran inicialmente al valor razonable de la contraprestación entregada. Los costes de la transacción directamente atribuibles a la compra se reconocen como un gasto en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias. Posteriormente se registran por su valor razonable y los cambios en dicho valor razonable se imputan directamente en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias.
  • Otros activos financieros registrados a valor razonable con cambios en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias: incluye aquellos activos financieros que han sido

designados como tales en el momento de su reconocimiento inicial y que se gestionan y evalúan según el criterio de valor razonable. En cuanto a su valoración tanto al inicio como posteriormente se registran por su valor razonable y los cambios en dicho valor razonable se imputan directamente en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias.

– Activos financieros disponibles para la venta: en esta categoría se incluyen los activos financieros que se designan específicamente como disponibles para la venta o aquellos que no encajan dentro de las categorías anteriores.

Corresponden prácticamente en su totalidad a inversiones financieras en capital de empresas que no sean del Grupo, Multigrupo o Asociadas.

Se valoran inicialmente al valor razonable de la contraprestación entregada más los costes de la transacción que sean directamente atribuibles. Posteriormente se valoran por su valor razonable cuando sea posible determinarlo de forma fiable. En el caso de las inversiones en instrumentos de patrimonio cuyo valor razonable no se puede determinar con fiabilidad se valoran por su coste, menos, en su caso, el importe acumulado de las correcciones valorativas por deterioro de valor cuando exista evidencia de dicho deterioro.

Las variaciones del valor razonable, netas de su efecto fiscal, se registran con cargo o abono al epígrafe "Patrimonio Neto - Ajustes por Cambios de Valor", hasta el momento en que se produce la enajenación de estas inversiones o haya sufrido un deterioro de valor (de carácter estable o permanente), momento en el cual dichos resultados acumulados reconocidos previamente en el Patrimonio Neto pasan a registrarse en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias. En este sentido, se considera que existe deterioro de carácter estable o permanente si se ha producido una caída de más del 40% del valor de cotización del activo durante un período de un año y medio, sin que se haya recuperado el valor.

Si en ejercicios posteriores se incrementase el valor razonable, la corrección valorativa reconocida en ejercicios anteriores en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias se revertirá con abono a la Cuenta de Pérdidas y Ganancias.

Los criterios para el reconocimiento de las pérdidas por deterioro para los instrumentos de patrimonio que se valoran a su coste, por no poder determinarse con fiabilidad su valor razonable, se detallan en la Nota 4d.3.

2. Intereses y dividendos recibidos de los activos financieros.

Los intereses y dividendos de activos financieros devengados con posterioridad al momento de la adquisición se registran como ingresos en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias.

Sin embargo, cuando los dividendos distribuidos proceden inequívocamente de resultados generados con anterioridad a la fecha de adquisición porque se hayan distribuido importes superiores a los beneficios generados por la participada desde la adquisición, no se reconocen como ingresos, y minoran el valor contable de la inversión.

Los intereses se reconocen utilizando el método del tipo de interés efectivo y los dividendos cuando se declara el derecho a recibirlos.

A estos efectos, en la valoración inicial de los activos financieros se registran de forma independiente, atendiendo a su vencimiento, el importe de los intereses explícitos devengados y no vencidos en dicho momento, así como el importe de los dividendos acordados por el órgano competente hasta el momento de la adquisición. Se entiende por intereses explícitos aquellos que se obtienen de aplicar el tipo de interés contractual del instrumento financiero.

3. Baja de los activos financieros.

La Sociedad da de baja los activos financieros cuando expiran o se han cedido los derechos contractuales sobre los flujos de efectivo del correspondiente activo financiero y se han transferido sustancialmente los riesgos y beneficios inherentes a su propiedad. Por el contrario, la Sociedad no da de baja los activos financieros en las cesiones de activos financieros en las que haya retenido sustancialmente los riesgos y beneficios inherentes a su propiedad, reconociendo en este caso un pasivo financiero por un importe igual a la contraprestación recibida.

Si la Sociedad no ha cedido ni retenido sustancialmente los riesgos y beneficios del activo financiero, éste se da de baja cuando no se retiene el control. Si la Sociedad mantiene el control del activo, continua reconociéndolo por el importe al que está expuesta por las variaciones de valor razonable del activo cedido, es decir, por su implicación continuada, reconociendo el pasivo asociado.

La baja de un activo financiero en su totalidad implica el reconocimiento de resultados por la diferencia existente entre su valor contable y la suma de la contraprestación recibida, neta de gastos de la transacción, incluyéndose los activos obtenidos o pasivos asumidos y cualquier pérdida o ganancia diferida en ingresos y gastos reconocidos en Patrimonio Neto.

d.2. Pasivos financieros excepto derivados.

1. Clasificación de los pasivos financieros.

La Sociedad clasifica los pasivos financieros en las siguientes categorías atendiendo a las características y a las intenciones de la Sociedad en el momento de su reconocimiento inicial:

– Débitos y partidas a pagar: son aquellos débitos y partidas a pagar que tiene la Sociedad con origen tanto financiero como comercial que no son considerados como instrumentos financieros derivados.

Los pasivos financieros correspondientes a débitos y partidas a pagar se registran por su valor razonable que corresponde al efectivo recibido, neto de los costes incurridos en la transacción. En períodos posteriores estas obligaciones se valoran a su coste amortizado, utilizando el método del tipo de interés efectivo.

En el caso particular de que los pasivos sean el subyacente de un derivado de cobertura de valor razonable, como excepción, se valoran por su valor razonable por la parte de riesgo cubierto.

No obstante, los débitos por operaciones comerciales con vencimiento no superior a un año y que no tienen un tipo de interés contractual, así como los desembolsos exigidos por terceros sobre participaciones, cuyo importe se espera recibir en el corto plazo, se valoran por su valor nominal, cuando el efecto de no actualizar los flujos de efectivo no es significativo.

• Pasivos financieros a valor razonable con cambios en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias:
  • Pasivos financieros mantenidos para negociar: la Sociedad incluye dentro de esta categoría aquellos pasivos financieros cuyo propósito es el de readquirirlos en el corto plazo o aquellos que forman parte de una cartera de la que existen evidencias de actuaciones recientes con dicho objetivo, incluidos los instrumentos financieros derivados que no se hayan designado como instrumentos de cobertura.

Se valoran inicialmente al valor razonable de la contraprestación recibida menos los costes de la transacción que sean directamente atribuibles. Posteriormente se registran por su valor razonable y los cambios en dicho valor razonable se imputan directamente en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias.

Otros pasivos financieros a valor razonable con cambios en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias: incluye aquellos pasivos financieros que han sido designados como tales en el momento de su reconocimiento inicial y que se gestionan y evalúan según el criterio de valor razonable.

Se valoran inicialmente al valor razonable de la contraprestación recibida menos los costes de la transacción que sean directamente atribuibles. Posteriormente se registran por su valor razonable y los cambios en dicho valor razonable se imputan directamente en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias.

2. Cálculo del valor razonable.

Para el cálculo del valor razonable de la deuda, ésta ha sido dividida en deuda a tipo de interés fijo (en adelante, "deuda fija") y deuda a tipo de interés variable (en adelante, "deuda variable"). La deuda fija es aquella que a lo largo de su vida paga cupones de interés fijados desde el inicio de la operación, ya sea explícita o implícitamente. La valoración de esta deuda se ha realizado mediante el descuento de los flujos futuros con la curva de tipos de interés de mercado según la moneda de pago. La deuda variable es aquella deuda emitida con tipo de interés flotante, es decir, cada cupón se fija en el momento del inicio de cada período en función del tipo de referencia. Esta modalidad de deuda se ha valorado por el nominal de cada emisión, salvo en los casos en que existe diferencia entre el tipo de capitalización y de descuento. En tal caso, estos diferenciales han sido valorados mediante el descuento del diferencial, y agregados al nominal de la operación.

3. Baja de los pasivos financieros.

La Sociedad da de baja los pasivos financieros cuando se extinguen, es decir, cuando la obligación derivada del pasivo haya sido pagada o cancelada o bien haya expirado.

d.3. Inversiones en el patrimonio de Empresas del Grupo, Multigrupo y Asociadas.

Se consideran Empresas del Grupo aquéllas vinculadas con la Sociedad por una relación de control, ya sea directa o indirecta. Asimismo, se consideran empresas Asociadas aquéllas sobre las que la Sociedad ejerce una influencia significativa (se presume que existe influencia significativa cuando se posea al menos el 20% de los derechos de voto de otra sociedad). Adicionalmente, dentro de la categoría de Multigrupo se incluye a aquellas sociedades sobre las que, en virtud de un acuerdo, se ejerce un control conjunto con uno o más socios.

Las inversiones en Empresas del Grupo, Multigrupo y Asociadas se valoran inicialmente por su coste, que equivaldrá al valor razonable de la contraprestación entregada más los costes de transacción que les sean directamente atribuibles.

Posteriormente se valoran por su coste, minorado, en su caso, por el importe acumulado de las correcciones valorativas por deterioro. Dichas correcciones se calculan como la diferencia entre su valor en libros y el importe recuperable, entendido éste como el mayor importe entre su valor razonable menos los costes de venta y el valor actual de los flujos de efectivo futuros derivados de la inversión y en caso de no disponerse de éstos se toma en consideración el Patrimonio Neto de la entidad participada, corregido por las plusvalías tácitas existentes en la fecha de la valoración (incluyendo el fondo de comercio, si lo hubiera).

Las correcciones valorativas por deterioro y, en su caso, su reversión, se registrarán como un gasto o un ingreso, respectivamente, en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias, con el límite del valor en libros que tendría la inversión en la fecha de reversión si no se hubiera registrado el deterioro de valor.

Para realizar el test de deterioro de las participaciones que posee ENDESA, S.A. se utilizan las previsiones de flujos de caja futuros antes de impuestos de ENDESA, S.A. y sus Sociedades Dependientes a partir de los presupuestos más recientes disponibles. Estos presupuestos incorporan las mejores estimaciones de la Dirección de ENDESA, S.A. sobre los ingresos y costes, utilizando las previsiones sectoriales, la experiencia del pasado y las expectativas futuras.

Estas previsiones cubren, en general, los próximos diez años (período utilizado en el proceso de planificación), estimándose los flujos para los años futuros aplicando tasas de crecimiento razonables basadas en las tasas medias de crecimiento a largo plazo y la inflación prevista para el sector y país del que se trate, que se toman como hipótesis para la realización de las proyecciones.

		2013					2012
País	Moneda	Mínimo (%)	Máximo (%)	Mínimo (%)	Máximo (%)
España (*)	Euro	5,9	15,4	5,3	16,2
Latinoamérica (**):
Chile	Peso Chileno	7,8	15,8	8,0	14,6
Argentina	Peso Argentino	17,8	28,3	26,0	31,9
Brasil	Real Brasileño	8,9	18,2	9,5	18,0
Perú	Nuevo Sol Peruano	7,2	13,4	7,6	14,9
Colombia	Peso Colombiano	7,9	13,3	8,4	14,5

Las tasas de descuento aplicadas en 2013 y 2012 se encuentran en los siguientes rangos:

(*) Incluye todo el Segmento de España y Portugal. Las tasas de descuento aplicadas en España en 2013 se encuentran en el rango de 5,9% - 10,2% (5,3% - 8,8% en 2012).

(**) Generación en el Negocio en Latinoamérica incluye las actividades de Generación, Transporte y Otros.

Analizando los parámetros que componen las tasas de descuento empleadas en el ejercicio 2013, cabe destacar que la tasa libre de riesgo, tanto en euro como en dólares estadounidenses, ha bajado ligeramente, mientras que el riesgo país ha decrecido en todos los países, salvo España en que se ha subido moderadamente. La prima de riesgo del Negocio, que representa el riesgo específico de los activos y se basa en las betas desapalancadas consideradas para empresas de actividad similar, muestra un aumento en los negocios regulados, frente una disminución en los negocios liberalizados.

El período de proyección de los flujos de efectivo futuros para extrapolar las proyecciones es, en términos generales, los próximos diez años por tratarse de un negocio con una necesidad importante de inversiones cuyo plazo de construcción es largo y, en consecuencia, su período de generación de flujos de caja.

Las tasas de crecimiento empleadas para extrapolar las proyecciones son las que se detallan a continuación:

País	Moneda	2013 Tasa g (%)	2012 Tasa g (%)
España (*)	Euro	0 - 2,0	0 - 2,0
Latinoamérica (**):
Chile	Peso Chileno	2,2 - 5,3	2,3 - 5,2
Argentina	Peso Argentino	3,5 - 6,0	8,6 - 9,5
Brasil	Real Brasileño	5,1 - 6,1	5,1 - 6,1
Perú	Nuevo Sol Peruano	3,6 - 4,6	3,7 - 4,9
Colombia	Peso Colombiano	4,3 - 5,3	4,3 - 5,3

(*) Incluye todo el Segmento de España y Portugal.

(*) Las tasas de crecimiento en el Negocio en Latinoamérica incorporan el componente de inflación de sus monedas con respecto al euro. Si se eliminase dicho componente de inflación, las tasas de descuento consideradas no superarían en ningún caso el 2,3%.

Al margen de las tasas de descuento, las hipótesis clave que se han considerado para estimar los flujos de caja futuros se basan en la experiencia histórica y en las previsiones sectoriales y son las siguientes:

• El crecimiento previsto de la demanda en función de estimaciones de analistas y de Organismos locales e internacionales;
• La hidraulicidad media obtenida de series históricas y teniendo en cuenta el punto de partida real;
• La evolución estimada del "mix" energético teniendo en consideración estimaciones de analistas y de Organismos locales e internacionales;
• Los costes esperados de los combustibles y los precios de la electricidad atendiendo a estimaciones basadas en los precios "forward", en Organismos Internacionales y en analistas de reconocido prestigio;
• La evolución prevista de los costes fijos, de acuerdo con los planes internos de reducción de costes y teniendo en cuenta los índices de inflación previstos de acuerdo con las estimaciones de Organismos locales e internacionales;
• Los contratos existentes, tanto de suministro como de venta;
• Las medidas regulatorias existentes y aquellas que pudieran producirse en las sucesivas revisiones tarifarias, conforme a lo establecido en las diferentes legislaciones y a la mejor información disponible;
• Las inversiones necesarias para soportar los niveles de producción y el volumen y la calidad del suministro en las áreas de concesión de de distribución previstos.

Estas hipótesis clave reflejan la experiencia pasada y son consistentes con las fuentes de información externas consultadas (organismos oficiales, analistas de reconocido prestigio, precios forward, etc.) como forma de contrastar las hipótesis relacionadas con el entorno macroeconómico tales como la evolución de precios, crecimientos del Producto Interior Bruto (PIB) y demanda, inflación, y tipos de cambio, entre otras.

La experiencia pasada ha demostrado la fiabilidad y alta calidad de las proyecciones de la Sociedad, lo que permite basar las hipótesis clave en el histórico de información recabada por la Sociedad. Las desviaciones observadas durante el ejercicio 2013 con respecto a las expectativas establecidas en las proyecciones utilizadas para realizar los test de deterioro a 31 de diciembre de 2012, han sido positivas en su conjunto, excepto algunas desviaciones negativas derivadas principalmente de la mayor devaluación de las monedas de los países latinoamericanas en los que ENDESA, S.A. opera respecto del euro y el dólar y las peores condiciones hidrológicas en algunos países respecto de las previstas.

En base a estas hipótesis, se ha realizado la comprobación del deterioro del valor de las participaciones que posee ENDESA, S.A. no poniéndose de manifiesto la necesidad del registro de ninguna corrección valorativa por deterioro, a excepción de la indicada en la Nota 7.1.1.

d.4. Derivados y operaciones de cobertura.

Los derivados mantenidos por la Sociedad corresponden fundamentalmente a operaciones contratadas con la finalidad de realizar cobertura de tipo de interés y de tipo de cambio, y tienen como objetivo eliminar o reducir significativamente estos riesgos en las operaciones subyacentes que son objeto de cobertura.

Los derivados se registran por su valor razonable en la fecha del Balance de Situación. Si su valor es positivo se registran en el epígrafe "Inversiones Financieras a Largo Plazo" o "Inversiones Financieras a Corto Plazo", y si su valor es negativo en "Deudas a Largo Plazo" o "Deudas a Corto Plazo". En el caso de que los mismos hayan sido contratados con Empresas del Grupo se registraran en "Inversiones en Empresas del Grupo y Asociadas a Largo Plazo" o "Inversiones en Empresas del Grupo y Asociadas a Corto Plazo" si su valor es positivo y como "Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas a Largo Plazo" o "Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas a Corto Plazo" si su valor es negativo.

Los cambios en el valor razonable se registran en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias como resultados financieros, salvo en el caso de que el derivado haya sido designado como instrumento de cobertura a efectos contables y cumpla los requisitos necesarios para aplicar contabilidad de coberturas, entre ellas que ésta sea altamente efectiva, en cuyo caso su registro es el siguiente en función del tipo de cobertura:

Cobertura de valor razonable:

La parte del elemento cubierto para la que se está cubriendo el riesgo al igual que el instrumento de cobertura se valora por su valor razonable, registrándose las variaciones de valor de ambos en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias como resultados financieros.

Cobertura de flujos de efectivo:

Los cambios en el valor razonable de los derivados se registran, en la parte en que dichas coberturas son efectivas y netas de su efecto fiscal, en el epígrafe "Patrimonio Neto - Ajustes por Cambios de Valor - Operaciones de Cobertura".

La pérdida o ganancia acumulada en dicho epígrafe se traspasa a la Cuenta de Pérdidas y Ganancias a medida que el subyacente tiene impacto en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias por el riesgo cubierto. Los resultados correspondientes a la parte ineficaz de las coberturas se registran directamente en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias como resultados financieros.

Cobertura de la inversión neta en negocios en el extranjero:

Las operaciones de cobertura de inversiones netas en negocios en el extranjero en Empresas del Grupo, Multigrupo y Asociadas, se registran como coberturas de valor razonable por el componente de tipo de cambio. Los instrumentos de cobertura se valoran y registran de acuerdo con su naturaleza en la medida en que no sean, o dejen de ser, coberturas eficaces.

Las coberturas contables se designan como tales en el momento inicial cuando se prevean altamente eficaces, quedando documentadas.

Una cobertura se considera altamente efectiva cuando los cambios en el valor razonable o en los flujos de efectivo del subyacente directamente atribuibles al riesgo cubierto se compensan con los cambios en el valor razonable o en los flujos de efectivo del instrumento de cobertura con una efectividad comprendida en el rango de 80%-125%.

Los derivados implícitos en otros instrumentos financieros son contabilizados separadamente cuando sus características y riesgos no están estrechamente relacionados con el contrato principal siempre que el conjunto no esté siendo contabilizado a valor razonable, registrando las variaciones de valor en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias.

El valor razonable de los diferentes instrumentos financieros derivados se calcula mediante los siguientes procedimientos:

• Para los derivados cotizados en un mercado organizado, por su cotización al cierre de ejercicio.
• En el caso de los derivados no negociables en mercados organizados, la Sociedad utiliza para su valoración el descuento de los flujos de caja esperados y modelos de valoración de opciones generalmente aceptados, basándose en las condiciones del mercado tanto de contado como de futuros a la fecha de cierre de ejercicio.

La contabilización de coberturas es interrumpida cuando el instrumento de cobertura vence, o es vendido, finalizado o ejercitado, o deja de cumplir los criterios para la contabilización de coberturas. En ese momento, cualquier beneficio o pérdida acumulada correspondiente al instrumento de cobertura que haya sido registrado en el Patrimonio Neto se mantiene dentro del Patrimonio Neto hasta que se produzca la operación prevista. Cuando no se espera que se produzca la operación que está siendo objeto de cobertura, los beneficios o pérdidas acumulados netos reconocidos en el Patrimonio Neto se transfieren a los resultados netos del período.

d.5. Contratos de garantía financiera.

Los contratos de garantía financiera, entendiendo como tales las fianzas y avales concedidos por la Sociedad a favor de terceros se valoran inicialmente por su valor razonable, que salvo evidencia en contrario es la prima recibida más, en su caso, el valor actual de los flujos de efectivo a recibir.

Con posterioridad al reconocimiento inicial, los contratos de garantía financiera se valoran por la diferencia entre:

• El importe del pasivo determinado de acuerdo con la política contable de provisiones de la Nota 4g.
• El importe del activo inicialmente reconocido, menos, cuando proceda, la parte del mismo imputada a la Cuenta de Pérdidas y Ganancias en función de un criterio de devengo.

e) Efectivo y otros activos líquidos equivalentes.

El efectivo y otros activos líquidos equivalentes incluyen el efectivo en caja y los depósitos bancarios a la vista en entidades de crédito. También se incluyen bajo este concepto otras inversiones a corto plazo de gran liquidez siempre que sean fácilmente convertibles en importes determinados de efectivo y que están sujetas a un riesgo insignificante de cambios de valor. A estos efectos se incluyen las inversiones con vencimientos de menos de tres meses desde la fecha de adquisición.

f) Activos no corrientes mantenidos para la venta.

La Sociedad clasifica como activos no corrientes mantenidos para la venta aquellos grupos de activos para los cuales en la fecha de cierre del Balance de Situación se han iniciado gestiones activas para su venta y se estima que la misma se llevará a cabo dentro de los doce meses siguientes a dicha fecha. Estos activos se valoran por el menor del importe en libros o el valor razonable deducidos los costes necesarios para llevarla a cabo, y dejan de amortizarse desde el momento en que son clasificados como activos no corrientes mantenidos para la venta.

Los activos no corrientes mantenidos para la venta y los componentes de los grupos sujetos a disposición clasificados como mantenidos para la venta se presentan en el Balance de Situación adjunto de la siguiente forma: los activos en una única línea denominada "Activos no Corrientes Mantenidos para la Venta" y los pasivos también en una única línea denominada "Pasivos Asociados con Activos no Corrientes Mantenidos para la Venta".

A su vez, se consideran operaciones en discontinuidad las líneas de negocio que se han vendido o se ha dispuesto de ellas por otra vía o bien que reúnen las condiciones para ser clasificadas como mantenidas para la venta, incluyendo, en su caso, aquellos otros activos que junto con la línea de negocio forman parte del mismo plan de venta.

Los resultados después de impuestos de las operaciones discontinuadas se presentan en una única línea de la Cuenta de Pérdidas y Ganancias denominada "Resultado del Ejercicio procedente de Operaciones Interrumpidas neto de Impuestos".

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 ENDESA no tenía ni activos mantenidos para la venta ni actividades interrumpidas.

g) Provisiones y contingencias.

Las obligaciones existentes a la fecha del Balance de Situación surgidas como consecuencia de sucesos pasados de los que pueden derivarse perjuicios patrimoniales de probable materialización para la Sociedad cuyo importe y momento de cancelación son inciertos, se registran en el Balance de Situación como provisiones por el valor actual del importe más probable que se estima que la Sociedad tendrá que desembolsar para cancelar la obligación.

Las provisiones se cuantifican teniendo en consideración la mejor información disponible en la fecha de la formulación de las Cuentas Anuales sobre las consecuencias del suceso en el que traen su causa y son reestimadas con ocasión de cada cierre contable.

Los pasivos contingentes no se reconocen en las Cuentas Anuales, sino que se informa sobre los mismos en las Notas de la Memoria, en la medida en que no sean considerados como remotos.

El efecto financiero de las provisiones se reconoce como gastos financieros en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias. Cuando se trata de provisiones con vencimiento inferior o igual a un año, y el efecto financiero no es significativo, no se lleva a cabo ningún tipo de descuento.

Las provisiones se revierten contra resultados cuando no es probable que exista una salida de recursos para cancelar tal obligación.

Las obligaciones recogidas en el Balance de Situación en concepto de provisiones por retribuciones a largo plazo al personal y para planes de reestructuración de plantilla surgen como consecuencia de acuerdos de carácter colectivo o individual suscritos con los trabajadores de la Sociedad en los que se establece el compromiso por parte de la empresa de proporcionar un régimen complementario al otorgado por el sistema público para las contingencias de jubilación, incapacidad permanente, fallecimiento, o cese de la relación laboral por acuerdo entre las partes.

g.1. Provisiones para pensiones y obligaciones similares.

La Sociedad tiene contraídos compromisos por pensiones con sus trabajadores, variando en función de la sociedad de la que éstos provienen. Dichos compromisos, tanto de prestación definida como de aportación definida, están instrumentados básicamente a través de planes de pensiones o contratos de seguros excepto en lo relativo a determinadas prestaciones en especie, fundamentalmente los compromisos de suministro de energía eléctrica, para los cuales, dada su naturaleza, no se ha llevado a cabo la externalización y su cobertura se realiza mediante la correspondiente provisión interna.

Para los planes de prestación definida, la Sociedad registra el gasto correspondiente a estos compromisos siguiendo el criterio del devengo durante la vida laboral de los empleados mediante la realización a la fecha del Balance de Situación de los oportunos estudios actuariales calculados aplicando el método de la unidad de crédito proyectada. Los costes por servicios pasados que corresponden a variaciones en las prestaciones se reconocen inmediatamente con cargo a la Cuenta de Pérdidas y Ganancias en la medida en que los beneficios estén devengados.

Los compromisos por planes de prestación definida representan el valor actual de las obligaciones devengadas una vez deducido el valor razonable de los activos aptos afectos a los distintos planes y los costes por servicios pasados no registrados. Las pérdidas y ganancias actuariales surgidas en la valoración, tanto de los pasivos como de los activos afectos a estos planes, se registran directamente en el epígrafe "Patrimonio Neto: Otras Reservas" (véase Nota 8.3).

Para cada uno de los planes, si la diferencia entre el pasivo actuarial por los servicios pasados y los activos afectos al plan es positiva, esta diferencia se registra en los epígrafes "Provisiones a Largo y Corto Plazo" del pasivo del Balance de Situación y si es negativa en el epígrafe "Inversiones financieras a Largo Plazo - Créditos a Terceros" del activo del Balance de Situación, en este último caso, siempre que dicha diferencia sea recuperable para la Sociedad normalmente mediante deducción en las aportaciones futuras.

Las contribuciones a planes de aportación definida se reconocen como gasto en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias conforme los empleados prestan sus servicios.

El activo o pasivo por prestaciones definidas se reconoce como corriente o no corriente en función del plazo de realización o vencimiento de las correspondientes prestaciones.

Aquellos planes post-empleo que se encuentran íntegramente asegurados, y en los que por tanto la Sociedad ha transferido la totalidad del riesgo, se consideran como de aportación definida y en consecuencia, al igual que para estos últimos, no se registran saldos de activo ni de pasivo en el Balance de Situación.

g.2. Provisiones para planes de reestructuración de plantilla.

La Sociedad sigue el criterio de registrar las prestaciones por terminación de empleo cuando existe un acuerdo con los trabajadores de forma individual o colectiva o una expectativa cierta de que se alcanzará dicho acuerdo que permite a los mismos, de forma unilateral o por mutuo acuerdo con la empresa, causar baja en la compañía recibiendo a cambio una indemnización o contraprestación.

En caso de que sea necesario el mutuo acuerdo, únicamente se registra la provisión en aquellas situaciones en las que la Sociedad ha decidido que dará su consentimiento a la baja de los trabajadores una vez solicitada por ellos. En todos los casos en que se registran estas provisiones existe una expectativa por parte de los trabajadores de que estas bajas anticipadas se realizarán.

La Sociedad tiene en marcha planes de reducción de plantilla los cuales se enmarcan dentro de los correspondientes expedientes de regulación de empleo aprobados por la Administración, que garantizan el mantenimiento de una percepción durante el período de la prejubilación.

La Sociedad sigue el criterio de registrar la totalidad del gasto correspondiente a estos planes en el momento en que surge la obligación mediante la realización de los oportunos estudios actuariales para el cálculo de la obligación actual al cierre del ejercicio. Las diferencias actuariales positivas o negativas puestas de manifiesto en cada ejercicio son reconocidas en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias de dicho ejercicio.

g.3. Retribuciones a empleados a corto plazo.

La Sociedad reconoce el coste esperado de la participación en ganancias o de los planes de incentivos a trabajadores cuando existe una obligación presente, legal o implícita como consecuencia de sucesos pasados y se puede realizar una estimación fiable del valor de la obligación.

h) Transacciones en moneda extranjera.

Las operaciones realizadas en moneda distinta al euro, moneda funcional de la Sociedad, se convierten a los tipos de cambio vigentes en el momento de la transacción. Durante el ejercicio, las diferencias que se producen entre el tipo de cambio contabilizado y el que se encuentra en vigor a la fecha de cobro o pago se registran como resultados financieros en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias.

Asimismo, la conversión de los saldos a cobrar o a pagar a 31 de diciembre de cada año en moneda distinta al euro, se realiza al tipo de cambio de cierre. Las diferencias de valoración producidas se registran como resultados financieros en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias. (véase Nota 13).

i) Clasificación de activos y pasivos como corrientes y no corrientes.

En el Balance de Situación adjunto los saldos se clasifican en función de sus vencimientos, es decir, como activos o pasivos corrientes aquéllos con vencimiento igual o inferior a doce meses y como no corrientes los de vencimiento superior a dicho período.

j) Impuesto sobre sociedades.

El gasto o ingreso por impuesto sobre sociedades del ejercicio se determina como la suma del impuesto corriente de la Sociedad que resulta de la aplicación del tipo de gravamen sobre la base imponible del ejercicio, una vez aplicadas las deducciones fiscalmente admisibles, más la variación de los activos y pasivos por impuestos diferidos y créditos fiscales, tanto por bases imponibles negativas como por deducciones. Las diferencias entre el valor contable de los activos y pasivos y su base fiscal generan los saldos de impuestos diferidos de activo o de pasivo que se calculan utilizando las tasas fiscales que se espera que estén en vigor cuando los activos y pasivos se realicen.

Los activos por impuestos diferidos y créditos fiscales se reconocen únicamente cuando se considera probable que la Sociedad vaya a disponer de ganancias fiscales futuras suficientes para recuperar las deducciones por diferencias temporarias y hacer efectivos los créditos fiscales, manteniéndose el límite máximo de diez años para el reconocimiento de activos por el derecho a compensar pérdidas fiscales, en aquellos casos en los que la legislación tributaria permita compensar en plazos superiores.

Se reconocen pasivos por impuestos diferidos para todas las diferencias temporarias imponibles, excepto aquéllas derivadas del reconocimiento inicial de fondos de comercio o de otros activos y pasivos en una operación que no afecta ni al resultado fiscal ni al resultado contable y no es una combinación de negocios.

Las deducciones de la cuota originadas por hechos económicos acontecidos en el ejercicio minoran el gasto devengado por impuesto sobre sociedades, salvo que existan dudas sobre su realización, en cuyo caso no se reconocen hasta su materialización efectiva.

En cada cierre del ejercicio contable se revisan los impuestos diferidos, tanto activos como pasivos registrados, con objeto de comprobar que se mantienen vigentes, efectuándose las oportunas correcciones a los mismos de acuerdo con el resultado del citado análisis.

Adicionalmente, la Sociedad evalúa aquellos activos por impuesto diferido que no se han reconocido anteriormente. En base a tal evaluación, la Sociedad procede a registrar cualquier activo por impuesto diferido no reconocido anteriormente siempre que resulte probable que la Sociedad disponga de ganancias fiscales futuras que permitan su aplicación.

Los activos y pasivos por impuesto diferido no se descuentan y se reconocen en Balance de Situación como activos o pasivos no corrientes, independientemente de la fecha esperada de realización o liquidación.

La Sociedad está integrada en el Grupo de Consolidación Fiscal cuya cabecera es ENEL Energy Europe, S.L.U., que posee el 92,063% de ENDESA.

El gasto devengado por impuesto sobre sociedades en régimen de declaración consolidada, se determina teniendo en cuenta, además de los parámetros a considerar en caso de tributación individual expuestos anteriormente, los siguientes:

• Las diferencias temporarias y permanentes producidas como consecuencia de la eliminación de resultados por operaciones entre sociedades del Grupo Fiscal, derivada del proceso de determinación de la base imponible consolidada.
• Las deducciones y bonificaciones que corresponden a cada sociedad del Grupo Fiscal en el régimen de declaración consolidada; a estos efectos, las deducciones y bonificaciones se imputarán a la sociedad que realizó la actividad u obtuvo el rendimiento necesario para obtener el derecho a la deducción o bonificación fiscal.

Por la parte de los resultados fiscales negativos procedentes de algunas de las sociedades del Grupo Fiscal que han sido compensados por el resto de las sociedades del Grupo Fiscal, surge un crédito y débito recíproco entre las sociedades a las que corresponden y las sociedades que lo compensan. En caso de que exista un resultado fiscal negativo que no pueda ser compensado por el resto de sociedades del Grupo Fiscal, estos créditos fiscales por pérdidas compensables son reconocidos como activos por impuesto diferido siguiendo los criterios establecidos para su reconocimiento, considerando el Grupo Fiscal como sujeto pasivo.

El importe de la deuda (crédito) con la sociedad cabecera del Grupo Fiscal, ENEL Energy Europe, S.L.U., se registra con abono (cargo) al epígrafe de "Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas a Corto Plazo" o "Inversiones en Empresas del Grupo y Asociadas a Corto Plazo", del Balance de Situación adjunto, respectivamente.

k) Ingresos y gastos.

Los ingresos y gastos se imputan en función del criterio del devengo.

El ingreso ordinario procedente de las operaciones continuadas se reconoce cuando se produce la entrada bruta de beneficios económicos originados en el curso de las actividades ordinarias de la Sociedad durante el ejercicio, siempre que dicha entrada de beneficios provoque un incremento en el Patrimonio Neto que no esté relacionado con las aportaciones de propietarios de ese patrimonio y estos beneficios puedan ser valorados con fiabilidad. Estos ingresos se valoran por el valor razonable de la contrapartida recibida o por recibir, derivada de los mismos.

Sólo se reconocen ingresos ordinarios de la prestación de servicios cuando pueden ser estimados con fiabilidad y en función del grado de realización de la prestación de servicio a la fecha de cierre del ejercicio.

Los ingresos por intereses se contabilizan considerando la tasa de interés efectivo aplicable al principal pendiente de amortizar durante el período de devengo correspondiente.

Los ingresos por dividendos procedentes de inversiones en instrumentos de patrimonio se reconocen cuando han surgido los derechos para la Sociedad a su percepción. Si los dividendos distribuidos proceden inequívocamente de resultados generados con anterioridad a la fecha de adquisición porque se han distribuido importes superiores a los beneficios generados por la participada desde la adquisición, minoran el valor contable de la inversión.

Sin perjuicio de lo anterior, en el caso de las participaciones regidas bajo la Ley de Sociedades Anónimas de Chile, en base al artículo nº 79 de dicha Ley, la Sociedad registra un dividendo correspondiente al ejercicio en curso de, al menos, un 30% del beneficio del ejercicio de dichas sociedades participadas, excepto cuando corresponda compensar pérdidas acumuladas de ejercicios anteriores, considerando en dicho porcentaje los dividendos a cuenta que se hayan aprobado durante el ejercicio.

De acuerdo a la Resolución del Instituto de Contabilidad y Auditoría de Cuentas (ICAC) publicada en el Boletín Oficial de dicho instituto (BOICAC) número 79/2009 Consulta 2, acerca de la clasificación en las cuentas individuales de los ingresos y gastos de una sociedad holding, cuya actividad principal es la tenencia de participaciones, se clasifican los ingresos por dividendos dentro de la partida "Importe Neto de la Cifra de Negocios" de la Cuenta de Pérdidas y Ganancias, habiéndose habilitado una partida dentro del margen de explotación para recoger las correcciones valorativas por deterioro efectuadas en los instrumentos de patrimonio asociados a su actividad.

l) Indemnizaciones por despido.

De acuerdo con la legislación laboral vigente, la Sociedad está obligada al pago de indemnizaciones a aquellos empleados con los que, en determinadas condiciones, rescinda sus relaciones laborales. Las indemnizaciones por despido susceptibles de cuantificación razonable se registran como gasto del ejercicio en el que existe una expectativa válida, creada por la Sociedad frente a los terceros afectados.

m) Transacciones con partes vinculadas.

La Sociedad realiza todas sus operaciones con vinculadas a valores de mercado. Adicionalmente, los precios de transferencia se encuentran adecuadamente soportados por lo que los Administradores de la Sociedad consideran que no existen riesgos significativos por este aspecto de los que puedan derivarse pasivos de consideración en el futuro.

n) Sistemas de retribución basados en acciones.

En los casos en que los empleados de la Sociedad participan en planes de remuneración vinculados al precio de la acción de ENEL, S.p.A., siendo asumido por esta última sociedad el coste del plan, ENDESA, S.A. registra el valor razonable de la obligación de ENEL, S.p.A. con el empleado como gasto en el epígrafe "Gastos de Personal" de la Cuenta de Pérdidas y Ganancias registrando un incremento patrimonial por el mismo importe como aportación de los socios (Véase Nota 8.5).

ñ) Estado de flujos de efectivo.

El Estado de Flujos de Efectivo recoge los movimientos de tesorería realizados durante el ejercicio, calculados por el método indirecto. En estos estados de flujos de efectivo se utilizan las siguientes expresiones en el sentido que figura a continuación:

Flujos de Efectivo:

Entradas y salidas de efectivo o de otros medios equivalentes, entendiendo por éstos las inversiones a plazo inferior a tres meses de gran liquidez y bajo riesgo de alteraciones en su valor.

Actividades de Explotación:

Son las actividades que constituyen la principal fuente de ingresos ordinarios de la Sociedad, así como otras actividades que no puedan ser calificadas como de inversión o financiación.

Actividades de Inversión:

Las de adquisición, enajenación o disposición por otros medios de activos a largo plazo y otras inversiones no incluidas en el efectivo y sus equivalentes.

Actividades de Financiación:

Actividades que producen cambios en el tamaño y composición del Patrimonio Neto y de los pasivos de carácter financiero.

5. Inmovilizado intangible.

La composición y movimientos del inmovilizado intangible durante los ejercicios 2013 y 2012 han sido los siguientes:

Millones de Euros

	Saldo a 31 de Diciembre de 2012	Inversiones y Dotaciones	Saldo a 31 de Diciembre de 2013
Inmovilizado Intangible
Patentes, Licencias, Marcas y Similares	20	-	20
Aplicaciones Informáticas	222	29	251
Total	242	29	271
Amortización Acumulada
Patentes, Licencias, Marcas y Similares	(7)	(6)	(13)
Aplicaciones Informáticas	(115)	(23)	(138)
Total	(122)	(29)	(151)
TOTAL NETO	120	-	120

	Saldo a 31 de Diciembre de 2011	Inversiones y Dotaciones	Saldo a 31 de Diciembre de 2012
Inmovilizado Intangible
Patentes, Licencias, Marcas y Similares	18	2	20
Aplicaciones Informáticas	192	30	222
Total	210	32	242
Amortización Acumulada
Patentes, Licencias, Marcas y Similares	(2)	(5)	(7)
Aplicaciones Informáticas	(92)	(23)	(115)
Total	(94)	(28)	(122)
TOTAL NETO	116	4	120

Existen aplicaciones informáticas en curso por valor de 36 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 (50 millones de euros a 31 de diciembre de 2012).

La totalidad de las inversiones en aplicaciones informáticas realizadas durante los ejercicios 2013 y 2012 se corresponden a adquisiciones de estos activos a Empresas del Grupo (véase Nota 17.1).

El coste de los elementos del inmovilizado intangible totalmente amortizados asciende a 74 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 (65 millones de euros a 31 de diciembre de 2012).

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 no existen compromisos de adquisición de inmovilizado intangible por importe significativo.

6. Inmovilizado material.

La composición y movimientos del inmovilizado material durante los ejercicios 2013 y 2012 han sido los siguientes:

Millones de Euros

	Saldo a 31 de Diciembre de 2012	Inversiones y Dotaciones	Bajas y Traspasos	Saldo a 31 de Diciembre de 2013
Inmovilizado Material
Terrenos y Construcciones	2	-	-	2
Instalaciones Técnicas y Otro Inmovilizado Material	21	2	(2)	21
Total	23	2	(2)	23
Amortización Acumulada
Terrenos y Construcciones	(2)	-	-	(2)
Instalaciones Técnicas y Otro Inmovilizado Material	(17)	(1)	1	(17)
Total	(19)	(1)	1	(19)
TOTAL NETO	4	1	(1)	4

Millones de Euros

	Saldo a 31 de Diciembre de 2011	Inversiones y Dotaciones	Traspasos	Saldo a 31 de Diciembre de 2012
Inmovilizado Material
Terrenos y Construcciones	2	-	-	2
Instalaciones Técnicas y Otro Inmovilizado Material	19	2	-	21
Total	21	2	-	23
Amortización Acumulada
Terrenos y Construcciones	(1)	(1)	-	(2)
Instalaciones Técnicas y Otro Inmovilizado Material	(16)	(1)	-	(17)
Total	(17)	(2)	-	(19)
TOTAL NETO	4	-	-	4

El coste de los elementos del inmovilizado material, que están totalmente amortizados, asciende a 16 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 (8 millones de euros a 31 de diciembre de 2012).

Existen compromisos de compra de inmovilizado por 1 millón de euros a 31 de diciembre de 2013 y 2012.

La Sociedad tiene contratadas pólizas de seguros que cubren los daños propios que puedan sufrir los diversos elementos del inmovilizado material de la empresa con límites y coberturas adecuados a los tipos de riesgo. Asimismo, se cubren las posibles reclamaciones que se le puedan presentar por el ejercicio de su actividad.

7. Activos financieros a largo y corto plazo.

La composición y movimientos de los activos financieros a largo plazo durante los ejercicios 2013 y 2012 han sido los siguientes:

Millones de Euros

	Saldo a 31 de Diciembre de 2012	Entradas o Dotaciones	Bajas o Reducciones	Traspasos y Otros	Saldo a 31 de Diciembre de 2013
Inversiones en Empresas del Grupo y Asociadas a Largo Plazo (Nota 17)	19.378	1.993	(2.208)	(33)	19.130
Instrumentos de Patrimonio (Nota 7.1.1)	19.377	1.989	(2.204)	-	19.129
Participaciones en Empresas del Grupo y Asociadas	19.485	1.991	(2.252)	(72)	19.152
Corrección de Valor por Deterioro	(108)	(2)	48	39	(23)
Créditos a Empresas	1	3	(4)	-	-
Derivados (Nota 12)	-	1	-	-	1
Inversiones Financieras a Largo Plazo	80	1.508	4	(1)	1.591
Instrumentos de Patrimonio	1	-	20	-	21
Cartera de Valores a Largo Plazo (Nota 7.2.1)	1	-	-	72	73
Corrección de Valor por Deterioro	-	-	20	(72)	(52)
Créditos a Terceros	15	1.504	(5)	-	1.514
Créditos a Terceros (Nota 7.2.2)	17	1.504	(5)	-	1.516
Corrección de Valor por Deterioro (Nota 7.2.4)	(2)	-	-	-	(2)
Derivados (Nota 12)	3	-	(1)	-	2
Otros Activos Financieros (Nota 7.2.3)	61	4	(10)	(1)	54
TOTAL ACTIVOS FINANCIEROS A LARGO PLAZO	19.458	3.501	(2.204)	(34)	20.721

Millones de Euros

	Saldo a 31 de Diciembre de 2011	Entradas o Dotaciones	Bajas o Reducciones	Traspasos y Otros	Saldo a 31 de Diciembre de 2012
Inversiones en Empresas del Grupo y Asociadas a Largo Plazo (Nota 17)	18.612	766	-	-	19.378
Instrumentos de Patrimonio (Nota 7.1.1)	18.612	765	-	-	19.377
Participaciones en Empresas del Grupo y Asociadas	18.683	802	-	-	19.485
Corrección de Valor por Deterioro	(71)	(37)	-	-	(108)
Créditos a Empresas	-	1	-	-	1
Inversiones Financieras a Largo Plazo	130	18	(61)	(7)	80
Instrumentos de Patrimonio	47	-	(46)	-	1
Cartera de Valores a Largo Plazo (Nota 7.2.1)	47	-	(46)	-	1
Créditos a Terceros	10	12	(3)	(4)	15
Créditos a Terceros (Nota 7.2.2)	15	12	(6)	(4)	17
Corrección de Valor por Deterioro (Nota 7.2.4)	(5)	-	3	-	(2)
Derivados (Nota 12)	5	2	(1)	(3)	3
Otros Activos Financieros (Nota 7.2.3)	68	4	(11)	-	61
TOTAL ACTIVOS FINANCIEROS A LARGO PLAZO	18.742	784	(61)	(7)	19.458

El detalle de los activos financieros a corto plazo a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Inversiones en Empresas del Grupo y Asociadas a Corto Plazo (Nota 17)	201	1.087
Créditos a Empresas (Nota 7.1.2)	169	168
Derivados (Nota 12)	12	4
Otros Activos Financieros (Nota 7.1.3)	20	915
Inversiones Financieras a Corto Plazo	496	2.965
Créditos a Empresas (Nota 7.2.2)	489	2.960
Derivados (Nota 12)	6	5
Otros Activos Financieros	1	-
TOTAL ACTIVOS FINANCIEROS A CORTO PLAZO	697	4.052

7.1. Inversiones en Empresas del Grupo y Asociadas a largo y corto plazo.

7.1.1. Instrumentos de patrimonio.

El detalle de las inversiones en instrumentos de patrimonio de Empresas del Grupo y Asociadas de la Sociedad a 31 de diciembre de 2013 y 2012, así como la información más significativa de cada una de ellas a dicha fecha, se detalla a continuación:

Empresas del Grupo Ejercicio 2013			Millones de Euros
Sociedad (*)	Actividad	%				Resultados		Total	Subvenciones,	Ajustes	Total		Valor en Libros		Dividendos
Domicilio		Participación Directa	Capital	Reservas	Dividendos a Cuenta	Resultado de Explotación	Resultado del Ejercicio	Fondos Propios	Donaciones y Legados Recibidos	por Cambios de Valor	Patrimonio Neto	Coste	Deterioro del Ejercicio (Nota 15.2)	Deterioro Acumulado	Recibidos (Nota 17.1)
ENDESA Energía, S.A.U. – Madrid	Comercialización de productos energéticos	100%	15	456	-	556	234	705	-	10	715	34	-	-	-
ENDESA Generación, S.A.U. – Sevilla	Generación y comercialización de energía eléctrica	100%	1.945	2.925	-	(82)	18	4.888	(8)	20	4.900	3.891	-	-	-
ENDESA Red, S.A.U. – Barcelona	Actividades de distribución	100%	715	2.274	(2.058)	3.201	3.185	4.116	-	-	4.116	1.440	-	-	2.058
International ENDESA, B.V. – Holanda	Sociedades de operaciones financieras internacionales	100%	15	17	(1)	-	-	31	-	(7)	24	18	-	-	2
ENDESA Servicios, S.L.U. – Madrid	Prestación de servicios	100%	90	107	(5)	-	9	201	-	-	201	143	-	-	113
ENDESA Latinoamérica, S.A.U. – Madrid	Actividad internacional de ENDESA, S.A.	100%	797	790	-	102	149	1.736	-	-	1.736	2.558	-	-	-
ENDESA Financiación Filiales, S.A.U. – Madrid	Financiación de las filiales de ENDESA, S.A.	100%	4.621	4.928	-	(1)	233	9.782	-	-	9.782	9.242	-	-	-
Bolonia Real Estate, S.L.U. – Madrid	Gestión y desarrollo del patrimonio inmobiliario	100%	-	26	-	(1)	(1)	25	-	-	25	47	(1)	(23)	-
ENEL Insurance N.V. – Holanda	Operaciones de reaseguro	50%	-	153	-	17	13	166	-	-	166	20	-	-	-
Enersis, S.A. – Santiago de Chile (**)	Generación y distribución de energía eléctrica y sociedad de cartera	20,3%	7.822	165	(273)	2.645	1.000	8.714	-	(203)	8.511	1.758	-	-	68
Resto del Grupo	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1	-	-	-
											TOTAL	19.152	(1)	(23)	2.241

(*) Datos no auditados.

(**) Información relativa al Patrimonio Neto de la Sociedad Dominante del Grupo formado por Enersis, S.A. y Sociedades Dependientes, elaborados de acuerdo a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF). Incluyendo el Patrimonio Neto de los Minoritarios, por importe de 3.227 millones de euros, el total del Patrimonio Neto de Enersis, S.A. y Sociedades Dependientes asciende a 11.738 millones de euros.

Empresas del Grupo Ejercicio 2012								Millones de Euros
Sociedad (*)	Actividad	% Participación Directa						Resultados		Total	Subvenciones,	Ajustes	Total		Valor en Libros		Dividendos
Domicilio			Capital	Reservas	Dividendos a Cuenta	Resultado de Explotación	Resultado del Ejercicio	Fondos Propios	Donaciones y Legados Recibidos	por Cambios de Valor	Patrimonio Neto	Coste	Deterioro del Ejercicio (Nota 15.2)	Deterioro Acumulado	Recibidos (Nota 17.1)
ENDESA Energía, S.A.U. – Madrid	Comercialización de productos energéticos	100%	15	451	-	69	25	491	-	(9)	482	34	-	-	-
ENDESA Generación, S.A.U. – Sevilla	Generación y comercialización de energía eléctrica	100%	1.945	2.719	-	656	211	4.875	25	16	4.916	3.891	-	-	-
ENDESA Red, S.A.U. – Barcelona	Actividades de distribución	100%	715	2.250	-	23	24	2.989	-	-	2.989	1.440	-	-	385
International ENDESA, B.V. – Holanda	Sociedades de operaciones financieras internacionales	100%	16	4	-	-	132	152	-	-	152	18	-	-	2
ENDESA Servicios, S.L.U. – Madrid	Prestación de servicios	100%	90	203	-	1	11	304	-	-	304	143	-	-	-
ENDESA Latinoamérica, S.A.U. – Madrid	Actividad internacional de ENDESA, S.A.	100%	797	1.119	-	(9)	701	2.617	-	-	2.617	3.058	-	-	530
ENDESA Financiación Filiales, S.A.U. – Madrid	Financiación de las filiales de ENDESA, S.A.	100%	4.621	4.669	-	(2)	258	9.548	-	-	9.548	9.242	-	-	-
Bolonia Real Estate, S.L.U. – Madrid	Gestión y desarrollo del patrimonio inmobiliario	100%	-	27	-	(2)	(1)	26	-	-	26	47	(2)	(22)	-
ENEL Insurance N.V. – Holanda (**)	Operaciones de reaseguro	50%	-	154	-	-	(1)	153	-	-	153	20	-	-	-
Nueva Marina Real Estate, S.L. – Madrid (***)	Administración, promoción y construcción de toda clase de obras públicas o privadas	60%	-	35	-	(82)	(2)	33	-	-	33	72	(21)	(72)	-
ENDESA Carbono, S.L.U. - Madrid	Consultoría y compraventa de derechos de emisión	82,5%	-	(2)	-	-	(26)	(28)	-	-	(28)	14	(14)	(14)	-
Cono Sur Participaciones, S.L.U. - Madrid	Sociedad de Cartera	100%	351	1.154	-	-	1	1.506	-	-	1.506	1.505	-	-	-
Resto del Grupo	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1	-	-	-
											TOTAL	19.485	(37)	(108)	917

(*) Datos auditados.

(**) Anteriormente denominada ENEL.Re, N.V., cambió su denominación social durante el ejercicio 2012 a ENEL Insurance, N.V.

(***) Con fecha 28 de diciembre de 2012, Nueva Marina Real Estate, S.L. presentó concurso de acreedores voluntario.

Los datos patrimoniales de las empresas en los ejercicios 2013 y 2012 corresponden a la información de las sociedades individuales, a excepción de Enersis, S.A. que se incluye los datos patrimoniales de los Estados Financieros Consolidados bajo Normas Internacionales de Información Financiera. Dichas sociedades no tienen precios de cotización públicos a excepción de Enersis, S.A.

La información correspondiente a la cotización de Enersis, S.A. es la siguiente:

Ejercicio	Sociedad	Bolsa	Cotización Media Último Trimestre	Cotización al Cierre	Moneda
2013	Enersis, S.A.	Santiago de Chile	162,99	157,60	Peso Chileno
2012	Enersis, S.A.	Santiago de Chile	164,46	175,82	Peso Chileno

Adicionalmente, a 31 de diciembre de 2013 y 2012 ENDESA posee el 100% de participación en ENDESA Capital, S.A.U., ENDESA Generación II, S.A.U., Nueva Compañía de Distribución Eléctrica 4, S.L.U., y Apamea 2000, S.L.U. El valor contable de estas sociedades es inferior a 1 millón de euros.

Variaciones más significativas de los ejercicios 2013 y 2012.

Ejercicio 2013.

Reorganización societaria en ENDESA Latinoamérica, S.A.U.

En el marco de la operación de reorganización societaria en ENDESA Latinoamérica S.A.U., iniciada en el ejercicio 2012, con fecha 20 de marzo de 2013 la Sociedad acordó efectuar una aportación monetaria por importe de 199 millones de euros a Cono Sur Participaciones S.L.U.

Asimismo, en el ámbito de la ampliación de capital en Enersis, S.A., con fecha 13 de marzo de 2013, la Sociedad acordó la compra por importe de 53 millones de euros de los derechos de suscripción preferentes a ENDESA Latinoamérica, S.A.U., y, con fecha 21 de marzo de 2013, ENDESA, S.A. suscribió un total de 9.967.630.058 acciones en Enersis, S.A. equivalentes a un 20,30% del valor de su capital social mediante la aportación no dineraria del 100% de su participación en el capital social de Cono Sur Participaciones, S.L.U. cuyo valor ascendía a 1.705 millones de euros.

Después de estas operaciones la Sociedad posee una participación directa del 20,30% de Enersis, S.A. registrada por 1.758 millones de euros.

Con fecha 6 de mayo de 2013, se decidió en Junta General de Accionistas la devolución a ENDESA, S.A. de 500 millones de euros mediante la reducción de prima de emisión.

ENDESA Carbono, S.L.U.

Con fecha 1 de marzo de 2013, ENDESA, S.A., como titular del 100% de las participaciones de ENDESA Carbono, S.L.U., suscribió una ampliación de capital en dicha sociedad por importe total de 24 millones de euros, incluyendo prima de emisión. Posteriormente, con fecha 18 de abril de 2013, ENDESA, S.A., realizó una aportación de fondos a ENDESA Carbono, S.L.U. por importe de 10 millones de euros para reforzar la situación financiera de la misma. La provisión por responsabilidades frente al patrimonio neto de esta sociedad, dotada en el ejercicio 2012 por importe de 33 millones de euros, así como la provisión por 1 millón de euros dotada en el ejercicio 2013 (véase Nota 15.2), cubren íntegramente el valor de las aportaciones mencionadas anteriormente.

Finalmente, con fecha 27 de noviembre de 2013 se ha llevado a cabo la liquidación y extinción de ENDESA Carbono, S.L.U., dando de baja el coste de la participación a dicha fecha (48 millones de euros) así como el valor de la provisión (48 millones de euros).

Ejercicio 2012.

Cono Sur Participaciones, S.L.U.

Con fecha 21 de diciembre de 2012, en el marco de la reorganización de las participaciones de ENDESA en Latinoamérica, el Consejo de Administración de ENDESA Latinoamérica, S.A.U. aprobó el proyecto de escisión parcial de dicha sociedad a favor de una sociedad de nueva creación denominada Cono Sur Participaciones, S.L.U. instrumentada a través de una reducción de capital de ENDESA Latinoamérica, S.A.U. por un importe de 703 millones de euros. La escisión se materializó el 26 de diciembre de 2012 habiendo recibido ENDESA, S.A. como consecuencia de esta operación el 100% de las acciones de Cono Sur Participaciones, S.L.U.

Como consecuencia de esta escisión ENDESA, S.A. dio de baja 703 millones de euros del coste de adquisición de ENDESA Latinoamérica S.A.U. habiendo registrado por el mismo importe las nuevas acciones emitidas por Cono Sur Participaciones, S.L.U., por lo que la mencionada escisión no supuso ninguna modificación patrimonial para ENDESA, S.A.

Adicionalmente, el 28 de diciembre de 2012 ENDESA, S.A. realizó una aportación dineraria a Cono Sur Participaciones, S.L.U. por importe de 802 millones de euros para incrementar el Patrimonio Neto de la sociedad, sin modificar el capital social.

7.1.2. Créditos a Empresas del Grupo y Asociadas a corto plazo.

A 31 de diciembre de 2013, los créditos a corto plazo a Empresas del Grupo y Asociadas ascendían a 169 millones de euros (168 millones de euros a 31 de diciembre de 2012), que correspondían en su totalidad a cuotas a cobrar a ENEL Energy Europe, S.L.U., por el impuesto sobre sociedades consolidado (161 millones de euros a 31 de diciembre de 2012).

La cuota a cobrar por el impuesto sobre sociedades del ejercicio 2013 corresponde a una estimación y, por lo tanto, no devenga intereses ya que se liquidará en el ejercicio 2014 cuando se presente la declaración del impuesto sobre sociedades.

7.1.3. Otros activos financieros a corto plazo.

El epígrafe de otros activos financieros incluye los dividendos pendientes de cobro a filiales a 31 de diciembre de 2013 y 2012 por importe de 20 y 915 millones de euros, respectivamente.

7.1.4. Deterioro de valor.

El importe de las correcciones valorativas por deterioro y las reversiones registradas en los créditos a Empresas del Grupo y Asociadas a corto plazo durante los ejercicios 2013 y 2012 es como sigue:

Millones de Euros 2013 2012 Saldo a 1 de Enero - - Dotaciones (Nota 15.2) 3 - Reversiones - - Saldo a 31 de Diciembre 3 -

7.2. Inversiones financieras a largo y corto plazo.

7.2.1. Instrumentos de patrimonio.

Nueva Marina Real Estate, S.L.

ENDESA posee una participación del 60% en Nueva Marina Real Estate, S.L. Como consecuencia del embargo por el Ayuntamiento de Málaga del único activo que posee Nueva Marina Real Estate, S.L., un terreno en el término municipal de Málaga, en el marco de la reclamación de una liquidación que dicho organismo ha realizado a Nueva Marina Real Estate, S.L. por importe de 41 millones de euros, Nueva Marina Real Estate, S.L. se vio en la necesidad de solicitar el concurso de acreedores y presentó la demanda de concurso voluntario el día 28 de diciembre de 2012. Mediante Auto de fecha 21 de febrero de 2013 del Juzgado de la Mercantil número 10 Nueva Marina Real Estate, S.L. fue declarada en concurso de acreedores. Por este motivo, la Sociedad no posee una relación de control de acuerdo al artículo 42 del Código de Comercio, por lo que el valor de la participación mantenida a 31 de diciembre de 2013 se presenta dentro del epígrafe "Inversiones Financieras a Largo Plazo – Instrumentos de Patrimonio".

La mayor parte del saldo de este epígrafe corresponde al valor de la participación de ENDESA en Nueva Marina Real Estate, S.L. por importe de 72 millones de euros que, a 31 de diciembre de 2012 se encontraba totalmente provisionado. Durante el ejercicio 2013 se ha revertido parte de la provisión dotada por importe de 20 millones de euros. ENDESA no mantenía a 31 de diciembre de 2013 ningún tipo de responsabilidad sobre las posibles obligaciones financieras de Nueva Marina Real Estate, S.L.

Con fecha 29 de enero de 2014, tras el acuerdo alcanzado entre el Ayuntamiento de Málaga y la Sociedad, se ha presentado ante el Juzgado Mercantil número 10 de Madrid solicitud para el levantamiento del Concurso de Acreedores. De materializarse el mismo, ENDESA recuperaría el control sobre Nueva Marina, S.L. lo que supondría su incorporación de nuevo al epígrafe "Inversiones en Empresas del Grupo y Asociadas a Largo Plazo – Instrumentos de Patrimonio" en el ejercicio 2014.

Euskaltel, S.A.

Con fecha 20 de diciembre de 2012, ENDESA formalizó la venta de su participación del 10,58% de Euskaltel, S.A. con International Cable, B.V. habiendo registrado una pérdida de 13 millones de euros en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias.

Las participaciones en instrumentos de patrimonio mantenidas a 31 de diciembre de 2013 no eran significativas.

La información más significativa de los instrumentos de patrimonio mantenidos a 31 de diciembre de 2013 se detalla a continuación:

Instrumentos de Patrimonio Ejercicio 2013				Millones de Euros
Sociedad (*)	Actividad	% Participación Directa								Resultados Ejercicio		Total	Subvenciones,	Ajustes por	Total	Valor en Libros			Dividendos
Domicilio			Capital	Reservas	Dividendos a Cuenta	Explotación	Neto	Fondos Propios	Donaciones y Legados Recibidos	Cambios de Valor	Patrimonio Neto	Coste	Deterioro del Ejercicio	Deterioro Acumulado	Recibidos
Nueva Marina Real Estate, S.L. – Madrid (**)	Administración , promoción y construcción de toda clase de obras públicas o privadas	60%	-	34	-	-	(1)	33	-	-	33	72	20	(52)	-
Otros												1	-	-	-
											TOTAL	73	(20)	(52)	-

(*) Datos no auditados.

(**) Con fecha 28 de diciembre de 2012, Nueva Marina Real Estate, S.L. presentó concurso de acreedores voluntario.

7.2.2. Créditos a empresas a largo y corto plazo.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 el saldo de este epígrafe incluye fundamentalmente los importes aportados para financiar el déficit de ingresos de las actividades reguladas, que ascienden a 1.985 y 2.958 millones de euros, respectivamente.

Déficit de las actividades reguladas.

Los Reales Decretos Ley 6/2009, de 30 de abril, y 6/2010, de 9 de abril, establecieron que, a partir del año 2013, las tarifas de acceso a la red que se fijen deberían ser suficientes para cubrir la totalidad de los costes del sistema eléctrico, de forma que no se generen nuevos déficit ex ante. Igualmente, para el período 2009-2012 el citado Real Decreto Ley 6/2009, de 30 de abril, estableció un límite máximo de déficit para cada uno de los años debiéndose fijar en estos años las tarifas de acceso en importe suficiente para que no se superen estos límites. Estos límites fueron modificados por el Real Decreto Ley 14/2010, de 23 de diciembre, quedando fijados en 5.500 millones de euros, 3.000 millones de euros, y 1.500 millones de euros, para los ejercicios 2010, 2011 y 2012, respectivamente. El Real Decreto Ley 29/2012, de 28 de diciembre, a través de su disposición final cuarta, modificó estos límites. En concreto, incrementó el límite del ejercicio 2012 hasta la cuantía que resulte de la liquidación definitiva, pudiendo ser cedido al Fondo de Titulación del Déficit del Sistema Eléctrico (FADE), y eliminó la referencia explícita a que, a partir del 1 de enero de 2013, los peajes debían ser suficientes para cubrir los costes del sistema eléctrico.

Por otro lado, la normativa recogía igualmente que, en el supuesto de que existan desajustes temporales en las liquidaciones de actividades reguladas, éstos deberán ser financiados en un determinado porcentaje por las sociedades que se señalan en la citada norma (correspondiendo a ENDESA, S.A. el 44,16%), teniendo dichas sociedades el derecho de recuperar los importes financiados en las liquidaciones de actividades reguladas de los ejercicios en que se reconozcan.

A su vez, los mencionados Reales Decretos Ley regularon el proceso de titulización de los derechos de cobro acumulados por las empresas eléctricas por la financiación de dicho déficit, incluyendo las compensaciones por los sobrecostes de la generación extrapeninsular del período 2001-2008 pendientes de recuperar.

Durante el ejercicio 2013 se aprobó la liquidación de actividades reguladas número 14 del ejercicio 2012, de la que resultó un déficit de 5.609 millones de euros que, de conformidad con lo establecido en el Real Decreto Ley 29/2012, de 28 de diciembre, y la Orden IET/221/2013, de 14 de febrero, se cedió al Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico (FADE). En el ejercicio 2013 se han realizado cesiones de derechos de crédito de déficit de tarifa de ENDESA al Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico (FADE) por un importe de 3.937 millones de euros (2.674 millones de euros en 2012) que incluyen, entre otros, dicho déficit de tarifa.

El Real Decreto 437/2010, de 9 de abril, desarrolló la regulación del proceso de titulización del déficit del Sistema Eléctrico. De acuerdo con ello, durante los ejercicios 2013 y 2012 se han producido cobros por el déficit de ingresos de las actividades reguladas correspondiente a las cesiones al Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico (FADE) por un importe de 3.541 y 1.644 millones de euros, respectivamente, habiéndose completado así la cesión de la totalidad de los derechos reconocidos por déficit de tarifa hasta el año 2012.

La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico reconoce la existencia de un déficit de tarifa por un importe máximo de 3.600 millones de euros, del que a ENDESA le corresponde financiar un 44,16%, que generará el derecho a su recuperación en los próximos 15 años, reconociéndose un tipo de interés en condiciones equivalentes a las de mercado, y que podrá ser objeto de cesión conforme al procedimiento que se establezca reglamentariamente. Conforme a ello, a 31 de diciembre de 2013, el epígrafe de "Inversiones Financieras a Largo Plazo – Créditos a Terceros" recoge el saldo de dicha financiación que será recuperada a largo plazo por importe de 1.498 millones de euros.

El valor de mercado de estos activos no difiere sustancialmente del valor contabilizado y han devengado durante el ejercicio 2013 un tipo de interés del 2,00% (intervalo entre el 1,50% y 2,00% en el ejercicio 2012).

La mencionada Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico ha establecido también que los desajustes los desajustes temporales que se produzcan para los ejercicios que se inicien desde 2014 serán financiados por todos los sujetos del sistema de liquidaciones, de forma proporcional a la retribución que les corresponda, y generarán para los sujetos financiadores el derecho a su recuperación en los cinco años siguientes, reconociéndose un tipo de interés en condiciones equivalentes a las de mercado.

7.2.3. Otros activos financieros a largo plazo.

El saldo a 31 de diciembre de 2013 y 2012 de este epígrafe incluye 54 y 61 millones de euros, respectivamente, correspondientes al depósito constituido para asegurar el pago de los servicios futuros de los trabajadores acogidos al plan de prestación definida del plan de pensiones de empleo de ENDESA.

7.2.4. Deterioro del valor.

El importe de las correcciones valorativas por deterioro y las reversiones registradas en los créditos a terceros a largo plazo durante los ejercicios 2013 y 2012 es como sigue:

Millones de Euros

	2013	2012
Saldo a 1 de Enero	2	5
Dotaciones	-	-
Reversiones	-	(3)
Saldo a 31 de Diciembre	2	2

7.3. Clasificación de los activos financieros a largo y corto plazo por naturaleza y categorías.

El desglose de estos epígrafes del Balance de Situación adjunto por naturaleza y categoría, excluyendo las inversiones en el patrimonio de Empresas del Grupo y Asociadas y la inversión mantenida a 31 de diciembre de 2013 sobre el patrimonio de Nueva Marina Real Estate, S.L., a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013
	Activos Financieros Mantenidos para Negociar	Otros Activos Financieros a Valor Razonable con Cambios en Pérdidas y Ganancias	Activos Financieros Disponibles para la Venta	Préstamos y Partidas a Cobrar	Inversiones Mantenidas hasta el Vencimiento	Derivados de Cobertura	Total
Instrumentos de Patrimonio			1				1
Créditos a Empresas				1.514			1.514
Derivados (Nota 12)	1	-	-	-	-	2	3
Otros Activos Financieros	-	-	-	54	-	-	54
Activos Financieros a Largo Plazo	1	-	1	1.568	-	2	1.572
Créditos a Empresas	-	-	-	658	-	-	658
Derivados (Nota 12)	18	-	-	-	-	-	18
Otros Activos Financieros	-	-	-	21	-	-	21
Activos Financieros a Corto Plazo	18	-	-	679	-	-	697
TOTAL	19	-	1	2.247	-	2	2.269

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2012
	Activos Financieros Mantenidos para Negociar	Otros Activos Financieros a Valor Razonable con Cambios en Pérdidas y Ganancias	Activos Financieros Disponibles para la Venta	Préstamos y Partidas a Cobrar	Inversiones Mantenidas hasta el Vencimiento	Derivados de Cobertura	Total
Instrumentos de Patrimonio			1				1
Créditos a Empresas	-	-	-	15	-	-	15
Derivados (Nota 12)	-	-	-	-	-	3	3
Otros Activos Financieros	-	-	-	61	-	-	61
Activos Financieros a Largo Plazo	-	-	1	76	-	3	80
Créditos a Empresas	-	-	-	3.128	-	-	3.128
Derivados (Nota 12)	9	-	-	-	-	-	9
Otros Activos Financieros	-	-	-	915	-	-	915
Activos Financieros a Corto Plazo	9	-	-	4.043	-	-	4.052
TOTAL	9	-	1	4.119	-	3	4.132

Los activos financieros mantenidos para negociar, activos financieros disponibles para la venta y los derivados de coberturas, están valorados a valor razonable, excepto en el caso de las inversiones en instrumentos de patrimonio cuyo valor razonable no se puede determinar con fiabilidad, que se valoran por su coste menos, en su caso, el importe acumulado de las correcciones valorativas por deterioro de valor (véase Nota 4d). El valor razonable del resto de activos financieros no difiere sustancialmente del valor contabilizado en libros.

Los activos financieros mantenidos para negociar son derivados financieros no designados contablemente de cobertura.

El valor razonable de los activos financieros se calcula tomando en consideración variables observables en el mercado, en concreto mediante la estimación de los flujos de caja futuros descontados al momento actual con las curvas cupón cero de tipos de interés de cada divisa del último día hábil de cada mes, convertidos a euros con el tipo de cambio del último día hábil de cada mes. Estas valoraciones se realizan a través de herramientas internas.

7.4. Clasificación por vencimientos.

El desglose de los activos financieros a largo plazo por vencimientos, excluyendo los epígrafes de instrumentos de patrimonio en Empresas del Grupo, Multigrupo y Asociadas y la inversión mantenida a 31 de diciembre de 2013 sobre el patrimonio de Nueva Marina Real Estate, S.L. es como sigue:

31 de Diciembre de 2013	2015	2016	2017	2018	Siguientes Ejercicios	Total
Créditos a Terceros	104	97	98	101	1.114	1.514
Derivados	1	2	-	-	-	3
Otros Activos Financieros	-	-	-	-	55	55
TOTAL	105	99	98	101	1.169	1.572
Millones de Euros 31 de Diciembre de 2012	2014	2015	2016	2017	Siguientes Ejercicios	Total
Créditos a Terceros	2	10	1	-	2	15
Derivados	-	-	3	-	-	3
Otros Activos Financieros	-	-	-	-	61	61

7.5. Imputaciones a la Cuenta de Pérdidas y Ganancias y al Patrimonio Neto.

A continuación se muestran las imputaciones realizadas en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias, así como directamente en el Patrimonio Neto originadas por los activos financieros agrupados por las distintas categorías existentes, incluyendo las inversiones en el patrimonio de Empresas del Grupo y Asociadas, para los ejercicios 2013 y 2012:

Millones de Euros

	2013		2012
	(Pérdidas) / Ganancias	Patrimonio Neto	(Pérdidas) / Ganancias	Patrimonio Neto
Activos Financieros Mantenidos para Negociar	36	-	8	-
Activos Financieros Disponibles para la Venta (Nota 7.2.1)	-	-	(13)	-
Préstamos y Partidas a Cobrar	47	-	87	-
Derivados de Cobertura	1	-	2	16
Inversiones en Empresas del Grupo, Multigrupo y Asociadas (Notas 7.1 y 15.2)	2.236	-	847	-
TOTAL	2.320	-	931	16

7.6. Activos financieros a valor razonable con cambios en Pérdidas y Ganancias.

La variación del valor razonable incorporado en este tipo de activos financieros durante los ejercicios 2013 y 2012 ha sido la siguiente:

Millones de Euros

	Valor Razonable a 31 de Diciembre de 2012	Variación del Valor Razonable del Ejercicio 2013	Valor Razonable a 31 de Diciembre de 2013
Activos Financieros Mantenidos para Negociar
A Largo Plazo	2	1	3
A Corto Plazo	9	9	18
TOTAL	11	10	21

Millones de Euros

	Valor Razonable a 31 de Diciembre de 2011	Variación del Valor Razonable del Ejercicio 2012	Valor Razonable a 31 de Diciembre de 2012
Activos Financieros Mantenidos para Negociar
A Largo Plazo	5	(3)	2
A Corto Plazo	141	(132)	9
TOTAL	146	(135)	11

7.7. Compromisos de inversiones financieras.

A 31 de diciembre de 2013 y de 2012 ENDESA no tenía suscritos acuerdos que incluyeran compromisos de realizar inversiones de carácter financiero por importe significativo, salvo la obligación de financiar el déficit de ingresos de las actividades reguladas en España (véase Nota 7.2.2) y el Bono Social.

Bono Social.

El Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, dio una nueva regulación al Bono Social imponiendo, como obligación de servicio público, la asunción del coste a las matrices de las sociedades o Grupos de sociedades que realicen actividades de producción, distribución y comercialización de energía eléctrica y que tengan el carácter de grupos verticalmente integrados, en forma proporcional al porcentaje que corresponda considerando tanto el número de suministros conectados a las redes de distribución como el número de clientes a los que suministra la actividad de comercialización. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) calcularía anualmente ese porcentaje, sin perjuicio de su aprobación por Orden del Ministro de Industria. El 3 de diciembre de 2013 la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) aprobó la Información a publicar sobre el reparto del Bono Social, de conformidad con el mandato establecido en el artículo 8.2. del Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio.

En la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales no se ha aprobado la citada Orden Ministerial, que se encuentra en tramitación. El porcentaje que, de acuerdo con la información publicada el 23 de enero de 2014 en su página web por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), correspondería a ENDESA, S.A. sería de un 41,61%.

8. Patrimonio neto.

La composición y el movimiento del Patrimonio Neto se presentan en el Estado de Cambios en el Patrimonio Neto que forma parte de los Estados Financieros de la Sociedad.

8.1. Capital Social.

El capital social de ENDESA, S.A. a 31 de diciembre de 2013 asciende a 1.270.502.540,40 euros y está representado por 1.058.752.117 acciones al portador de 1,20 euros de valor nominal, totalmente suscritas y desembolsadas, que se encuentran en su totalidad admitidas a cotización en las Bolsas españolas y en la Bolsa "Off-Shore" de Santiago de Chile. Esta cifra no ha sufrido ninguna variación en los ejercicios 2013 y 2012. Todas las acciones gozan de los mismos derechos económicos y políticos.

El Grupo ENEL, a través de ENEL Energy Europe, S.L.U., posee el 92,063% de las acciones de ENDESA, S.A., por lo que ostenta el control, sin que se haya producido ninguna variación a lo largo de estos dos años.

8.2. Prima de emisión.

El artículo 303 del Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital permite expresamente la utilización del saldo de la prima de emisión para la ampliación de capital y no establece restricción específica alguna en cuanto a la disponibilidad de dicho saldo. No obstante, 275 millones de euros tienen carácter restringido en la medida en que están sujetos a beneficios fiscales aplicados en ejercicios anteriores.

8.3. Reservas.

El detalle de las reservas de la Sociedad a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Reserva Legal	285	285
Reservas de Revalorización	1.714	1.714
Reserva por Capital Amortizado	102	102
Reserva por Redenominación del Capital en Euros	2	2
Reserva por Pérdidas y Ganancias Actuariales y Otros Ajustes	(4)	(7)
Previsión Libertad Amortización Real Decreto Ley 2/85, de 30 de abril	1	1
Reserva de Fusión	2.050	2.050
Otras Reservas de Libre Disposición	1.124	1.124
TOTAL	5.274	5.271

8.3.1. Reserva legal.

De acuerdo con el artículo 274 del Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital se destinará una cifra igual al 10% del beneficio del ejercicio a la reserva legal hasta que ésta alcance, al menos, el 20% del capital social.

La reserva legal podrá utilizarse para aumentar el capital en la parte de su saldo que exceda del 10% del capital ya aumentado. Salvo para la finalidad mencionada anteriormente y mientras no supere el 20% del capital social, esta reserva sólo podrá destinarse a la compensación de pérdidas y siempre que no existan otras reservas disponibles suficientes para ese fin.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, la Sociedad tiene cubierto un porcentaje superior al 20% exigido por la citada ley.

8.3.2. Reservas de revalorización.

El inmovilizado material a 31 de diciembre de 1996 fue actualizado acogiéndose al Real Decreto Ley 7/1996, de 7 de junio, poniéndose de manifiesto unas plusvalías de 1.776 millones de euros. Una vez deducido el gravamen del 3%, el saldo neto de 1.722 millones de euros se abonó a la cuenta "Reserva de Revalorización Real Decreto Ley 7/1996, de 7 de junio".

Este saldo podrá destinarse, sin devengo de impuestos, a eliminar resultados contables negativos, tanto los acumulados de ejercicios anteriores como los del propio ejercicio, o los que puedan producirse en el futuro, a ampliar el capital social o a reservas de libre disposición, en este último caso siempre que la plusvalía monetaria haya sido realizada. Se entenderá realizada la plusvalía en la parte correspondiente a la amortización contablemente practicada o cuando los elementos patrimoniales actualizados hayan sido transmitidos o dados de baja en los libros de contabilidad.

Si se dispusiera del saldo de esta cuenta en forma distinta a la prevista en el Real Decreto Ley 7/1996, de 7 de junio, dicho saldo pasaría a estar sujeto a tributación.

Hasta el 31 de diciembre de 2013, de acuerdo con el Real Decreto Ley 7/1996, de 7 de junio, se han aplicado 5 millones de euros, correspondientes a pérdidas por venta de elementos de inmovilizado actualizados producidas antes de la inspección fiscal de la actualización de balances. Asimismo, como consecuencia de dicha inspección fiscal, en 1999 la reserva de actualización se minoró en 3 millones de euros.

Los activos objeto de estas actualizaciones fueron aportados el 1 de enero de 2000 a las empresas correspondientes como consecuencia del proceso de reordenación societaria llevada a cabo por ENDESA.

8.3.3. Reserva por capital amortizado.

La reserva por capital amortizado ha sido dotada de conformidad con el artículo 335 de la Ley de Sociedades de Capital, que establece que, cuando la reducción se realice con cargo a beneficios o a reservas libres o por vía de amortización de acciones adquiridas por la sociedad a título gratuito, el importe del valor nominal de las acciones amortizadas o el de la disminución del valor nominal de las acciones deberá destinarse a una reserva de la que sólo será posible disponer con los mismos requisitos que los exigidos para la reducción del capital social.

8.3.4. Reserva por redenominación del capital en euros.

Esta reserva es indisponible.

8.3.5. Reserva por pérdidas y ganancias actuariales y otros ajustes.

Los importes reconocidos en esta reserva se derivan de las pérdidas y ganancias actuariales reconocidas en patrimonio (véase Nota 9.1).

8.3.6. Reserva de fusión.

Esta reserva proviene de las operaciones de reordenación societaria de la Sociedad y su saldo, a 31 de diciembre de 2013, es de 2.050 millones de euros, de los que 754 millones de euros están afectos a restricción en la medida en que están sujetos a determinados beneficios fiscales.

8.3.7. Reservas voluntarias.

Las reservas voluntarias son de libre disposición.

En el ejercicio 2012, se traspasó a reservas voluntarias el saldo de la reserva del "Factor de Agotamiento Minero", por importe de 40 millones de euros. Esta reserva está sujeta al Real Decreto Legislativo 4/2004, de 5 de marzo, por el que se aprueba el Texto Refundido de la Ley del Impuesto sobre Sociedades. Su utilización en forma distinta a la prevista por las normas que la regulan, implicaría su tributación por dicho impuesto.

Por otra parte, en ese mismo ejercicio el saldo de la "Reserva para Inversiones en Canarias", sujeta al régimen establecido en el artículo 27 de la Ley 19/1994, de 6 de julio, de modificación del Régimen Económico y Fiscal de Canarias modificada por el Real Decreto Ley 12/2006, de 29 de diciembre, por importe de 24 millones de euros, se traspasó a reservas voluntarias. El saldo de esta reserva procedía en su totalidad de la fusión realizada por ENDESA, S.A. con Unión Eléctrica de Canarias Generación, S.A.U., en 1998, y era de libre disposición desde el 1 de enero de 2009.

8.4. Ajustes por cambios de valor.

El movimiento del epígrafe "Ajustes por Cambios de Valor" del Balance de Situación adjunto se detalla en el Estado de Ingresos y Gastos Reconocidos que forma parte de los Estados Financieros.

8.5. Otra información.

Determinados miembros de la Alta Dirección de ENDESA que proceden de ENEL son beneficiarios de algunos de los planes de remuneración de ENEL basados en el precio de la acción de ENEL.

El coste de estos planes es asumido por ENEL sin realizar ninguna repercusión a ENDESA.

El gasto reconocido durante los ejercicios 2013 y 2012 por los planes de remuneración en acciones de ENEL contra el Patrimonio Neto ha ascendido a 7.475 euros y 610 euros, respectivamente.

9. Provisiones y contingencias.

El detalle de las provisiones a largo y corto plazo del pasivo del Balance de Situación adjunto a 31 de diciembre de 2013 y 2012, es el siguiente:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Provisiones a Largo Plazo
Obligaciones por Prestaciones a Largo Plazo al Personal	66	39
Beneficios Post Empleo	26	24
Otras Prestaciones a los Empleados	40	15
Provisiones para Planes de Reestructuración de Plantilla	63	92
Expedientes de Regulación de Empleo	5	12
Plan Voluntario de Salidas	58	80
Otras Provisiones	68	105
TOTAL	197	236
Provisiones a Corto Plazo
Provisiones para Planes de Reestructuración de Plantilla	49	53
Expedientes de Regulación de Empleo	11	12
Plan Voluntario de Salidas	38	41
TOTAL	49	53

9.1. Obligaciones por prestaciones a largo plazo al personal.

Los trabajadores de la Sociedad incluidos en el Acuerdo Marco de 25 de octubre de 2000 son partícipes del Plan de Pensiones de los Empleados de ENDESA, existiendo básicamente tres colectivos con distintos tipos de prestaciones:

El personal incorporado a la Sociedad a partir del año 1997.

Pertenece a un plan en régimen de aportación definida para la contingencia de jubilación, y de prestación definida para las contingencias de invalidez y fallecimiento en activo, para cuya cobertura el Plan tiene contratadas las oportunas pólizas de seguros.

Trabajadores de Ordenanza Eléctrica de la antigua ENDESA.

Sistema de pensiones de prestación definida de jubilación, invalidez y fallecimiento tanto en el período activo como pasivo. El carácter predeterminado de la prestación de jubilación y su aseguramiento íntegro eliminan cualquier riesgo respecto de la misma. Las restantes prestaciones están también garantizadas mediante contratos de seguros. Así, salvo en lo concerniente a la prestación de fallecimiento de jubilados, el seguimiento de este sistema no es muy diferente del que precisan los planes mixtos descritos en el párrafo anterior.

Trabajadores del ámbito Fecsa / Enher / HidroEmpordá.

Plan de pensiones de prestación definida con crecimiento salarial acotado con el Índice de Precios de Consumo (IPC). En este caso su tratamiento corresponde estrictamente al de un sistema de prestación definida. Los compromisos con este colectivo no son significativos.

Adicionalmente, existen obligaciones de prestación de determinados beneficios sociales a los empleados durante el período de jubilación, principalmente relacionados con el suministro eléctrico. Estas obligaciones no se han externalizado y se encuentran cubiertas con la correspondiente provisión interna.

Los trabajadores pertenecientes al régimen de prestación definida corresponden a un colectivo de número acotado ya que no puede haber nuevas incorporaciones.

Los importes reconocidos en el Balance de Situación adjunto a 31 de diciembre de 2013 y 2012 en relación con los beneficios post empleo son los siguientes:

Millones de Euros
	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Valor Actual de Obligaciones por Prestaciones Definidas	84	82
Activos	46	46
Pasivos	10	8
Prejubilados	28	28
Valor Razonable de los Activos Afectos a los Planes de Prestación Definida	(61)	(58)
TOTAL NETO	23	24

A 31 de diciembre de 2013 dichos importes incluyen 3 millones de euros reconocidos en el activo dentro del epígrafe "Inversiones Financieras a Largo Plazo – Créditos a Terceros" y 26 millones de euros (24 millones de euros a 31 de diciembre de 2012) reconocidos en el epígrafe "Provisiones a Largo Plazo".

El movimiento de de los pasivos actuariales para los compromisos de prestación definida para los ejercicios 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros

	2013	2012
Pasivo Actuarial Inicial	82	64
Dotaciones con Cargo al Estado del Resultado del Ejercicio	5	4
Gastos Financieros (Nota 15.5)	3	3
Coste de los Servicios en el Período (Nota 15.3)	2	1
Ganancias y Pérdidas Actuariales	(3)	13
Aplicaciones	(1)	(1)
Pagos	(1)	(1)
Otros	1	2
Pasivo Actuarial Final	84	82

Los cambios en el valor de mercado de los activos afectos a los planes de prestación definida durante los ejercicios 2013 y 2012 son los siguientes:

Millones de Euros

	2013	2012
Valor de Mercado Inicial	58	51
Beneficio Estimado	1	1
Aportación de la Empresa	1	1
Pagos	(1)	(1)
Ganancias y Pérdidas Actuariales	2	6
Valor de Mercado Final	61	58
Saldo Provisión / (Activo) Inicial	24	13
Saldo Provisión / (Activo) Final	23	24

Las principales características de los activos de los planes de prestación definida, en términos porcentuales sobre el total de activos, durante los ejercicios 2013 y 2012 son los siguientes:

	Porcentaje (%)
	2013	2012
Acciones	29	27
Activos de Renta Fija	63	66
Otros (Tesorería)	8	7
TOTAL	100	100

Las aportaciones realizadas por los planes de aportación definida se registran en el epígrafe "Gastos de Personal" de la Cuenta de pérdidas y ganancias adjunta. Los importes registrados por este concepto en los ejercicios 2013 y 2012 han ascendido a 7 y 10 millones de euros, respectivamente (véase Nota 15.3).

Las hipótesis actuariales más significativas que se han considerado en sus cálculos para los ejercicios 2013 y 2012 han sido las siguientes:

	2013	2012
Tablas de Mortalidad	PERM/F 2000	PERM/F 2000
Tipo de Interés Técnico (Pensiones)	3,61%	3,74%
Rendimiento Esperado de los Activos	3,61%	3,74%
Tipo de Interés Técnico (Energía)	3,64%	3,74%
Índice de Precios de Consumo (IPC) (*)	2,3%	2,3%
Edad de jubilación	65	65

(*) Tasa anual de revisión de pensiones y crecimiento de los salarios.

El tipo de interés para descontar los compromisos en España se toma de una curva construida con los rendimientos de las emisiones de bonos corporativos de calificación crediticia "AA" y en base al plazo de pago estimado de las obligaciones derivadas de cada compromiso.

El método de cálculo es el de "Unidad de Crédito Proyectada", que contempla cada año de servicio como generador de una unidad de derecho a las prestaciones, valorando cada unidad de forma separada.

Con los importes registrados en los Balances de Situación a 31 de diciembre de 2013 y 2012, la Sociedad tiene cubiertas las obligaciones derivadas de los compromisos anteriormente expuestos.

9.2. Provisiones para planes de reestructuración de plantilla.

Las obligaciones recogidas en el Balance de Situación adjunto en concepto de provisiones para planes de reestructuración de plantilla surgen como consecuencia de acuerdos de carácter colectivo o individual suscritos con los trabajadores de la Sociedad en los que se establece el compromiso por parte de la empresa de proporcionar un régimen complementario al otorgado por el sistema público para la situación de cese de la relación laboral por acuerdo entre las partes.

La Sociedad tiene dotadas provisiones para los diversos planes de reducción de la plantilla que afectan a sus empleados en activo o prejubilados. Dichos planes garantizan el mantenimiento de una percepción durante el período de la prejubilación, y en algunos casos una pensión vitalicia una vez alcanzada la jubilación anticipada, por las mermas de la pensión pública.

El movimiento del epígrafe "Provisiones a Largo Plazo - Provisiones para Planes por Reestructuración de Plantilla" del pasivo del Balance de Situación adjunto durante los ejercicios 2013 y 2012 se muestra a continuación:

Millones de Euros
	2013	2012
Saldo Inicial	92	111
Dotaciones con Cargo al Estado del Resultado del Ejercicio	(10)	(1)
Gastos de Personal	(11)	(11)
Resultados Financieros	1	10
Aplicaciones	(19)	(18)
Traspasos a Corto Plazo y Otros	(19)	(18)
Saldo Final	63	92

55

Adicionalmente, el epígrafe "Provisiones a Corto Plazo" del Balance de Situación adjunto a 31 de diciembre de 2013, incluye 49 millones de euros correspondientes a provisiones para planes de reestructuración de plantilla cuyo pago está previsto en el ejercicio 2014 (53 millones de euros a 31 de diciembre de 2012).

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 existen dos tipos de planes vigentes:

Expedientes de regulación de empleo aprobados en las antiguas empresas con anterioridad al proceso de reordenación societaria de 1999.

Para estos expedientes de regulación de empleo ha finalizado el plazo para que los empleados puedan acogerse, por lo que la obligación corresponde básicamente a empleados que ya han causado baja en la Sociedad.

Plan voluntario de salidas aprobado en 2000.

El Plan afecta a trabajadores con 10 o más años de antigüedad en el conjunto de las empresas afectadas a 31 de diciembre de 2005.

Los trabajadores mayores de 50 años, a 31 de diciembre de 2005, tienen derecho a acogerse a un plan de prejubilación a los 60 años, pudiendo acogerse al mismo desde la fecha en la que cumplen los 50 años hasta los 60 años con el mutuo acuerdo del trabajador y la empresa.

La aplicación del Plan para los trabajadores menores de 50 años a 31 de diciembre de 2005, requiere solicitud escrita del trabajador y aceptación de la empresa.

En febrero de 2006 la Dirección General de Trabajo modificó la Resolución inicial de este Plan, en el sentido de que la materialización de sus efectos extintivos, tanto para trabajadores mayores como menores de 50 años, se pueda producir con posterioridad a 31 de diciembre de 2005.

El colectivo total considerado en la valoración de los dos planes mencionados anteriormente para los ejercicios 2013 y 2012 es de 238 y 252 personas respectivamente, de las cuales 214 personas se encuentran actualmente en situación de prejubilación (202 personas en el ejercicio 2012).

Las condiciones económicas aplicables a los trabajadores que se acojan a dichos planes son básicamente, las siguientes:

• Para el personal acogido a la prejubilación la empresa garantiza al empleado, desde el momento de la extinción de su contrato y hasta la primera fecha de jubilación posible posterior a la finalización de las prestaciones contributivas por desempleo y, como máximo, hasta el momento en el que el afectado que cumpliendo la edad de jubilación cause el derecho, una indemnización en función de su última retribución anual, revisable en función del Índice de Precios de Consumo (IPC). De las cuantías resultantes se deducirán las prestaciones y subsidios derivados de la situación de desempleo, así como cualesquiera otras ayudas oficiales a la prejubilación que se perciban con anterioridad a la situación de jubilado.
• A los trabajadores menores de 50 años afectados por el Plan voluntario del año 2000 les corresponde una indemnización de 45 días de salario por año

de servicio, más una cantidad adicional de 1 ó 2 anualidades en función de su edad a 31 de diciembre de 2005.

La Sociedad registra la totalidad del gasto correspondiente a estos planes en el momento en que surge la obligación, bien porque el trabajador tiene derecho unilateral a acogerse al mismo o porque exista un acuerdo con los trabajadores de forma individual o colectiva o una expectativa cierta de que se alcanzará dicho acuerdo para causar baja en la Sociedad. La obligación se determina mediante el correspondiente estudio actuarial que se revisa anualmente. Las pérdidas o ganancias surgidas por cambios en las hipótesis, principalmente el tipo de descuento, se reconocen en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias del ejercicio.

Las hipótesis utilizadas para el cálculo actuarial de las obligaciones por estos expedientes de regulación de empleo son las siguientes:

	2013	2012
Tipo de Interés Técnico	1,72%	1,22%
Índice de Precios de Consumo (IPC)	2,3%	2,3%
Tablas de Mortalidad	PERM/F 2000	PERM/F 2000
Edad de Jubilación	65	65

9.3. Otras provisiones.

El epígrafe de otras provisiones cubre responsabilidades diversas, derivadas de reclamaciones de terceros, litigios y otras contingencias. El movimiento del epígrafe "Otras provisiones" a largo plazo del Balance de Situación adjunto durante los ejercicios 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros

	2013	2012
Saldo Inicial	105	63
Dotaciones / (Aplicaciones) Netas con Cargo al Resultado del Ejercicio	(3)	43
Pagos	(1)	(1)
Traspasos (Notas 7 y 15.2)	(33)
Saldo Final	68	105

Los traspasos realizados durante el ejercicio 2013 corresponden, principalmente, a la reversión de la provisión por responsabilidades de la Sociedad sobre el patrimonio neto negativo de ENDESA Carbono, S.L.U. por importe de 33 millones de euros, que fue dotada en el ejercicio 2012 (véanse Notas 7 y 15.2) como consecuencia de la liquidación y extinción de la misma durante el ejercicio 2013 (véase Nota 7.1).

A la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales los principales litigios o arbitrajes en los que se halla incursa la Sociedad son los siguientes:

• El 8 de mayo de 2008 se dictó sentencia en el recurso de casación interpuesto por ENDESA, S.A. ante el Tribunal Supremo contra sentencia de la Audiencia Nacional por la que se anuló la Orden de 29 de octubre de 2002, reguladora de los Costes de Transición a la Competencia correspondientes al año 2001, dictada en recurso contencioso-administrativo 825/2002 interpuesto por Iberdrola, S.A. El Tribunal Supremo desestima la pretensión de ENDESA, S.A. de que se casase la sentencia de la Audiencia Nacional. Se estima que su ejecución no debería tener un efecto económico significativo para la Sociedad.
• El 24 de junio de 2009, la Dirección de Investigación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) incoó expediente contra varias empresas de

distribución eléctrica, entre las que se encuentra ENDESA, S.A., por una supuesta violación del artículo 1 de la Ley 15/2007, de 3 de julio, de Defensa de la Competencia y 81 del Tratado CE, consistente en la existencia de acuerdos colusorios que, siempre según la autoridad de competencia, habrían sido suscritos para impedir, restringir o falsear la competencia en el mercado nacional de suministro de electricidad. El expediente sancionador incoado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) tiene como objeto analizar la existencia de posibles acuerdos ilegales entre las empresas de distribución consistentes en haber retrasado el proceso de cambio de comercializador. El expediente fue ampliado tanto en los sujetos (incluyéndose también a la patronal eléctrica Asociación Española de la Industria Eléctrica - Unesa) como en las imputaciones (incluyéndose posibles pactos colusorios para captar grandes clientes). Por Resolución del Consejo de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) de fecha 13 de mayo de 2011, se impuso a ENDESA, S.A. la multa de 27 millones de euros, que ha sido recurrida ante la Audiencia Nacional, habiendo ésta última suspendido el pago de la misma mediante Auto de 15 de septiembre de 2011, admitiendo la medida cautelar propuesta por ENDESA, S.A. Por Auto de 5 de noviembre de 2012 se acordó la apertura del período de prueba. El 11 de febrero de 2013 tuvo lugar la ratificación del informe pericial y el 14 de marzo de 2013 se presentó escrito de conclusiones. El 10 de junio se presentó escrito de alegaciones contestando a una providencia de la Audiencia sobre el cálculo de la multa. El asunto está actualmente pendiente de sentencia.

Los Administradores de la Sociedad no esperan que, como consecuencia del desenlace de los mencionados litigios y arbitrajes, puedan surgir pasivos significativos adicionales a los ya registrados en los Balances de Situación adjuntos.

10. Pasivos financieros a largo y corto plazo.

La composición y movimientos de los pasivos financieros a largo plazo durante los ejercicios 2013 y 2012 han sido los siguientes:

	Saldo a 31 de Diciembre de 2012	Disposiciones	Amortizaciones	Traspasos a Corto Plazo	Saldo a 31 de Diciembre de 2013
Deudas a Largo Plazo	1.583	203	(394)	(153)	1.239
Deudas con Entidades de Crédito	1.569	201	(394)	(145)	1.231
Acreedores por Arrendamiento Financiero	-	1	-	-	1
Derivados (Nota 12)	-	1	-	-	1
Otros Pasivos Financieros	14	-	-	(8)	6
Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas a Largo Plazo	10.476	116	(4.219)	(100)	6.273
(Nota 17.2) Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas	10.476	115	(4.218)	(100)	6.273
Derivados (Nota 12)	-	1	(1)	-	-
Total Deudas a Largo Plazo	12.059	319	(4.613)	(253)	7.512

Millones de Euros

Millones de Euros

	Saldo a 31 de Diciembre de 2011	Disposiciones	Amortizaciones	Traspasos a Corto Plazo	Otros	Saldo a 31 de Diciembre de 2012
Deudas a Largo Plazo	727	1.083	(47)	(180)	-	1.583
Deudas con Entidades de Crédito	681	1.079	(47)	(144)	-	1.569
Derivados (Nota 12)	29	-	-	(29)	-	-
Otros Pasivos Financieros	17	4	-	(7)	-	14
Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas a Largo Plazo	7.055	3.441	(49)	(2)	31	10.476
(Nota 17.2)
Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas	7.053	3.441	(49)	-	31	10.476
Derivados (Nota 12)	2	-	-	(2)	-	-
Total Deudas a Largo Plazo	7.782	4.524	(96)	(182)	31	12.059

El detalle de los pasivos financieros a corto plazo a 31 de diciembre de 2013 y 2012 son los siguientes:

Millones de Euros
	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Deudas a Corto Plazo	297	179
Deudas con Entidades de Crédito	150	148
Acreedores por Arrendamiento Financiero	1	-
Derivados (Nota 12)	12	22
Otros Pasivos Financieros	134	9
Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas a Corto Plazo (Nota 17.2)	2.488	686
Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas	2.482	681
Derivados (Nota 12)	6	5
Total Deudas a Corto Plazo	2.785	865

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, el epígrafe "Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas a Largo Plazo" recoge, fundamentalmente, el saldo dispuesto sobre la póliza de crédito concedida por ENDESA Financiación Filiales, S.A.U., por importe de 6.179 y 9.895 millones de euros, respectivamente (véase Nota 17.2).

A 31 de diciembre de 2013, el epígrafe "Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas" a corto plazo incluye, principalmente, a la póliza de crédito concedida por International ENDESA B.V. por importe de 814 millones de euros (359 millones de euros a 31 de diciembre de 2012), así como los intereses devengados pendientes de pago de la misma como de la póliza de crédito concedida por ENDESA Financiación Filiales, S.A.U. por importe de 1 millón de euros y 140 millones de euros, respectivamente (169 millones de euros a 31 de diciembre de 2012 correspondientes a los intereses devengados por la póliza de crédito de ENDESA Financiación Filiales, S.A.U.).

Asimismo, a 31 de diciembre de 2013, dentro de este epígrafe también se incluye, el dividendo a pagar por ENDESA, S.A. a su Sociedad Dominante y a sus accionistas, por importe de 1.462 y 126 millones de euros, respectivamente. Dicho dividendo a cuenta ha sido abonado con fecha 2 de enero de 2014 (véase Nota 3).

10.1. Clasificación de los pasivos financieros a largo y corto plazo por naturaleza y categorías.

El desglose de estos epígrafes del Balance de Situación adjunto por naturaleza y categoría, así como la comparación del valor razonable y el valor contable, a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013
	Pasivos Financieros Mantenidos para Negociar	Otros Pasivos Financieros a Valor Razonable con Cambios en Pérdidas y Ganancias (1)	Débitos y Partidas a Pagar	Derivados de Cobertura	Total
Deudas con Entidades de Crédito	-	22	1.209	-	1.231
Derivados (Nota 12)	1	-	-	-	1
Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas (Nota 17.2)	-	-	6.273	-	6.273
Otros Pasivos Financieros	-	-	7	-	7
Largo Plazo	1	22	7.489	-	7.512
Deudas con Entidades de Crédito	-	-	150	-	150
Derivados (Nota 12)	12	-	-	-	12
Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas (Nota 17.2)	6	-	2.482	-	2.488
Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas	-	-	1.020	-	1.020
Derivados (Nota 12)	6	-	-	-	6
Otros Pasivos Financieros	-	-	1.462	-	1.462
Otros Pasivos Financieros	-	-	135	-	135
Corto Plazo	18	-	2.767	-	2.785
TOTAL	19	22	10.256	-	10.297
TOTAL VALOR RAZONABLE	19	22	10.466	-	10.507

(1) Corresponde en su totalidad a pasivos financieros que, desde el inicio de la operación, son subyacente de una cobertura de valor razonable.

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2012
	Pasivos Financieros Mantenidos para Negociar	Otros Pasivos Financieros a Valor Razonable con Cambios en Pérdidas y Ganancias (1)	Débitos y Partidas a Pagar	Derivados de Cobertura	Total
Deudas con Entidades de Crédito	-	24	1.545	-	1.569
Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas (Nota 17.2)	-	-	10.476	-	10.476
Otros Pasivos Financieros	-	-	14	-	14
Largo Plazo	-	24	12.035	-	12.059
Deudas con Entidades de Crédito	-	-	148	-	148
Derivados (Nota 12)	22	-		-	22
Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas (Nota 17.2)	5	-	681		686
Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas	-	-	681	-	681
Derivados (Nota 12)	5	-	-	-	5
Otros Pasivos Financieros	-	-	9	-	9
Corto Plazo	27	-	838	-	865
TOTAL	27	24	12.873	-	12.924
TOTAL VALOR RAZONABLE	27	24	13.105	-	13.156

(1) Corresponde en su totalidad a pasivos financieros que, desde el inicio de la operación, son subyacente de una cobertura de valor razonable.

Los pasivos financieros mantenidos para negociar, pasivos financieros a valor razonable con cambios en pérdidas y ganancias, y los derivados de cobertura, están valorados a valor razonable.

Los pasivos financieros mantenidos para negociar son derivados financieros no designados contablemente de cobertura.

De acuerdo con las normas de valoración, en la categoría de "Otros Pasivos Financieros a Valor Razonable con Cambios en Pérdidas y Ganancias" se han incluido las partidas cubiertas por derivados de cobertura de valor razonable.

El valor razonable de los pasivos financieros se calcula tomando en consideración variables observables en el mercado, en concreto mediante la estimación de los flujos de caja futuros descontados al momento actual con las curvas cupón cero de tipos de interés de cada divisa del último día hábil de cada mes, convertidos a euros con el tipo de cambio del último día hábil de cada mes. Estas valoraciones se realizan a través de herramientas internas.

10.2. Clasificación por vencimientos.

Millones de Euros

31 de Diciembre de 2013	2015	2016	2017	2018	Siguientes Ejercicios	Total
Deudas con Entidades de Crédito	145	319	607	13	147	1.231
Derivados	1	-	-	-	-	1
Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas	22	6.179	36	22	14	6.273
Otros Pasivos Financieros	4	-	1	1	1	7
TOTAL	172	6.498	644	36	162	7.512
Millones de Euros 31 de Diciembre de 2012	2014	2015	2016	2017	Siguientes Ejercicios	Total
Deudas con Entidades de Crédito
	145	145	661	594	24	1.569
Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas	-	22	10.395	36	23	10.476
Otros Pasivos Financieros	7	4	1	1	1	14

El desglose de los pasivos financieros por vencimientos a largo plazo es el siguiente:

El tipo medio de interés de 2013 de la deuda con entidades de crédito ha sido del 3,9% y el correspondiente a la deuda con Empresas del Grupo del 3,0%.

El tipo medio de interés de 2012 de la deuda con entidades de crédito fue del 2,6% y el correspondiente a la deuda con Empresas del Grupo del 3,7%.

10.3. Imputaciones a la Cuenta de Pérdidas y Ganancias y al Patrimonio Neto.

A continuación se muestran las imputaciones en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias, así como las realizadas directamente en el Patrimonio Neto originados por los pasivos financieros a largo y corto plazo agrupados por las distintas categorías existentes:

Millones de Euros
	2013		2012
	(Pérdidas) / Ganancias	Patrimonio Neto	(Pérdidas) / Ganancias	Patrimonio Neto
Pasivos Financieros Mantenidos para Negociar	(35)	-	(40)	-
Débitos y Partidas a Pagar	(362)	-	(408)	-
Derivados de Cobertura	(1)	-	(10)	9
TOTAL	(398)	-	(458)	9

10.4. Pasivos financieros afectos a relaciones de cobertura.

La información sobre los pasivos financieros afectos a relaciones de cobertura es como sigue:

Millones de Euros
	Tipo de Cobertura	2013	2012
	Valor Razonable	1	3
Con Terceros	Flujos de Efectivo	-	-

10.5. Pasivos financieros a valor razonable con cambios en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias.

La variación del valor razonable incorporado en este tipo de pasivos financieros durante los ejercicios 2013 y 2012 ha sido la siguiente:

Millones de Euros

	Valor Razonable a 31 de Diciembre de 2012	Variación del Valor Razonable del Ejercicio 2013	Valor Razonable a 31 de Diciembre de 2013
Otros Pasivos Financieros a Valor Razonable con Cambios en Pérdidas y Ganancias
A Largo Plazo	24	(2)	22
Pasivos Financieros Mantenidos para Negociar
A Largo Plazo	-	1	1
A Corto Plazo	27	(9)	18
TOTAL	51	(10)	41

Millones de Euros

	Valor Razonable a 31 de Diciembre de 2011	Variación del Valor Razonable del Ejercicio 2012	Valor Razonable a 31 de Diciembre de 2012
Otros Pasivos Financieros a Valor Razonable con Cambios en Pérdidas y Ganancias
A Largo Plazo	26	(2)	24
Pasivos Financieros Mantenidos para Negociar
A Corto Plazo	146	(119)	27
TOTAL	172	(121)	51

10.6. Otros aspectos.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 ENDESA, S.A. tenía concedidas líneas de crédito a largo plazo no dispuestas por importe de 6.678 y 5.785 millones de euros, respectivamente. El importe correspondiente a 31 de diciembre de 2013 y 2012 incluye 3.500 y 3.000 millones de euros, respectivamente, correspondientes al importe disponible de la línea de crédito con ENEL Finance Internacional, B.V. (véase Nota 17.2.) A 31 de diciembre de 2013 no existe ningún importe dispuesto, y, a 31 de diciembre de 2012, el importe dispuesto de la referida línea de crédito ascendía a 500 millones de euros. El importe de estas líneas, junto con el activo circulante, cubre suficientemente las obligaciones de pago de la Sociedad a corto plazo.

La deuda financiera de ENDESA, S.A. contiene determinadas estipulaciones financieras ("covenants") habituales en contratos de esta naturaleza, sin que en ningún caso este tipo de estipulaciones incluyan la obligación de mantener ratios financieros cuyo incumplimiento pudiese provocar un vencimiento anticipado de la deuda.

ENDESA, S.A. tiene préstamos y otros acuerdos financieros con entidades financieras por un importe equivalente a 300 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 y 2012, que podrían ser susceptibles de amortización anticipada si se produce un cambio de control en ENDESA, S.A.

Con respecto a las cláusulas relacionadas con la calificación crediticia, a 31 de diciembre de 2013 ENDESA, S.A. tiene contratadas operaciones financieras por importe de 172 millones de euros que podrían requerir de garantías adicionales o de su renegociación en supuestos de bajada de rating. A 31 de diciembre de 2012 dicho importe ascendía a 236 millones de euros.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 ENDESA, S.A. no se encuentra en situación de incumplimiento de sus obligaciones financieras o de cualquier tipo de obligación que pudiera dar lugar a una situación de vencimiento anticipado de sus compromisos financieros.

Los Administradores de la Sociedad consideran que la existencia de estas cláusulas no modificará la clasificación de la deuda entre largo y corto plazo que recoge el Balance de Situación adjunto.

11. Política de gestión de riesgos.

ENDESA, S.A. está expuesta a determinados riesgos que gestiona mediante la aplicación de sistemas de identificación, medición, limitación de concentración y supervisión, todo ello considerado en su conjunto el Grupo del que es Sociedad Dominante.

Entre los principios básicos definidos por ENDESA, S.A. en el establecimiento de su política de gestión de los riesgos destacan los siguientes:

• Cumplir con las normas de buen gobierno corporativo.
• Cumplir estrictamente con todo el sistema normativo.
• El Comité de Auditoría y Cumplimiento es un órgano perteneciente al Consejo de Administración de ENDESA, S.A., que, en el ámbito de Cumplimiento y Auditoría Interna, tiene encomendada la función de impulsar y supervisar el Gobierno de los Riesgos.
• El Comité de Riesgos de Iberia es el órgano encargado de definir, aprobar y actualizar los principios básicos en los que se han de inspirar las actuaciones relacionadas con el riesgo.
• El Gobierno de Riesgos, se organiza operativamente a través de la existencia de las funciones de Control y Riesgos y de Gestión de Riesgos, siendo ambas funciones independientes.
• Cada negocio y área corporativa define:
• i. Los mercados y productos en los que puede operar en función de los conocimientos y capacidades suficientes para asegurar una gestión eficaz del riesgo.
• ii. Criterios sobre contrapartes.
• iii. Operadores autorizados.
• Los negocios y áreas corporativas establecen para cada mercado en el que operan su predisposición al riesgo de forma coherente con la estrategia definida.
• Los límites de los negocios se ratifican por el Comité de Riesgos de Iberia.
• Las operaciones de los negocios y áreas corporativas se realizan dentro de los límites aprobados en cada caso.
• Los negocios, áreas corporativas, líneas de negocio y empresas establecen los controles de gestión de riesgos necesarios para asegurar que las transacciones en los mercados se realizan de acuerdo con las políticas, normas y procedimientos de ENDESA, S.A.

11.1. Riesgo de tipo de interés.

Las variaciones de los tipos de interés modifican el valor razonable de aquellos activos y pasivos que devengan un tipo de interés fijo así como los flujos futuros de los activos y pasivos referenciados a un tipo de interés variable.

El objetivo de la gestión del riesgo de tipos de interés es alcanzar un equilibrio en la estructura de la deuda que permita minimizar el coste de la deuda en el horizonte plurianual con una volatilidad reducida en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias. Dependiendo de las estimaciones de la Sociedad y de los objetivos de la estructura de la deuda, se realizan operaciones de cobertura mediante la contratación de derivados que mitiguen estos riesgos.

La estructura de riesgo financiero de ENDESA, S.A., diferenciando entre riesgo referenciado a tipo de interés fijo y riesgo referenciado a tipo de interés variable, una vez considerados los derivados contratados, es la siguiente:

Millones de Euros Posición Neta 31 de Diciembre de 2013 31 de Diciembre de 2012 Tipo de Interés Fijo 1 912 Tipo de Interés Variable 8.475 11.713 TOTAL 8.476 12.625

El tipo de interés de referencia de la deuda contratada es, fundamentalmente, el Euribor.

Las Notas 7 y 10 detallan los activos y pasivos financieros sujetos a relaciones de cobertura y los instrumentos financieros derivados contratados para cubrirlos.

11.2. Riesgo de tipo de cambio.

Los riesgos de tipos de cambio corresponden, fundamentalmente, a las siguientes transacciones:

• Deuda contratada denominada en moneda extranjera.
• Pagos o cobros a realizar en mercados internacionales por la adquisición o venta de materias energéticas, o por inversiones en inmovilizado material.
• Inversiones en capital en sociedades que tengan inversiones en sociedades extranjeras, cuya moneda funcional es distinta del euro, así como los flujos de dividendos o reducciones de capital.

Con el objetivo de mitigar el riesgo de tipo de cambio, ENDESA, S.A. ha contratado permutas financieras de divisa y seguros de cambio.

La parte de deuda de ENDESA, S.A. en moneda extranjera o no cubierta con instrumentos derivados y seguros de cambio no es significativa ni a 31 de diciembre de 2013 ni a 31 de diciembre de 2012.

Adicionalmente, la Sociedad también trata de que se produzca un equilibrio entre los cobros y pagos de efectivo de sus activos y pasivos denominados en moneda extranjera.

Los activos y pasivos en moneda extranjera se detallan en la Nota 13.

11.3. Riesgo de liquidez.

ENDESA, S.A. mantiene una política de liquidez consistente en la contratación de facilidades crediticias a largo plazo comprometidas, tanto con entidades bancarias como con sociedades del Grupo ENEL, e inversiones financieras temporales por importe suficiente para soportar las necesidades previstas por un período que está en función de la situación y expectativas de los mercados de deuda y de capitales.

A 31 de diciembre de 2013 ENDESA, S.A. tenía una liquidez de 6.707 millones de euros, 29 millones de euros en efectivo y otros medios equivalentes y 6.678 millones de euros en líneas de crédito disponibles de forma incondicional. A 31 de diciembre de 2012 estos importes ascendían a 23 y 5.785 millones de euros respectivamente, por lo que la liquidez de ENDESA, S.A. a esa fecha era de 5.808 millones de euros.

El importe de estas líneas, junto con el activo circulante, cubre suficientemente las obligaciones de pago de la Sociedad a corto plazo.

La clasificación de los pasivos financieros por plazos de vencimiento contractuales se muestra en la Nota 10.2.

11.4. Riesgo de crédito.

Dada la coyuntura económica actual, ENDESA, S.A. viene realizando un seguimiento muy pormenorizado del riesgo de crédito.

A pesar ello, ENDESA, S.A. no tiene riesgo de crédito significativo ya que las inversiones financieras corresponden fundamentalmente a la financiación del déficit de ingresos de las actividades reguladas, cuya recuperación se realizará a través del sistema eléctrico español y el resto de operaciones se producen fundamentalmente con contrapartes de las Sociedades Dependientes de ENDESA, S.A. u otras empresas pertenecientes al Grupo ENEL.

Respecto al riesgo de crédito de los instrumentos de carácter financiero, las políticas de riesgo seguidas son las siguientes:

• ENDESA, S.A. coloca sus excedentes de tesorería de conformidad con la política de gestión de riesgos definida, que requiere contrapartidas de primer nivel en los mercados en que se opera. A 31 de diciembre de 2013, la mayor exposición con una contraparte por posiciones de tesorería asciende a 13 millones de euros sobre un total de 27 millones de euros (7 millones de euros sobre un total de 23 millones de euros a 31 de diciembre de 2012), siendo la calificación de esta contraparte igual a A-.
• La contratación de derivados de tipos de interés o de tipo de cambio se realiza con entidades de elevada solvencia, de manera que al cierre de 2013 más del 89% de la exposición en derivados de tipo de interés y de tipo de cambio, corresponde a operaciones con entidades cuyo rating es igual o superior a A- (99% al cierre de 2012).

Con la actual coyuntura económica y financiera, ENDESA, S.A. toma una serie de precauciones adicionales que incluyen entre otras:

• Análisis del riesgo, evaluación y monitorización de la calidad crediticia de las contrapartes.
• Solicitud de garantías en los casos que así lo requieran.
• Petición de avales en contrataciones de nuevos clientes.
• Seguimiento exhaustivo de los saldos a cobrar de clientes.

El importe de los activos financieros sujetos a riesgo de crédito se muestra en la Nota 7.

11.5. Medición del riesgo.

ENDESA, S.A. elabora una medición del Valor en Riesgo de sus posiciones de deuda y de derivados con el objetivo de garantizar que el riesgo asumido por la compañía permanezca consistente con la exposición al riesgo definida por la Dirección, acotando así la volatilidad de la Cuenta de Pérdidas y Ganancias.

La cartera de posiciones incluidas a efectos de los cálculos del presente Valor en Riesgo se compone de deuda y derivados financieros.

El Valor en Riesgo calculado representa la posible pérdida de valor de la cartera descrita anteriormente en el plazo de un día con un intervalo de confianza del 95%. Para ello se ha realizado el estudio de la volatilidad de riesgo que afecta al valor de la cartera de posiciones, incluyendo:

• Tipo de interés Euribor.
• Tipo de interés Libor del dólar estadounidense.
• Los tipos de cambio de las distintas monedas implicadas en el cálculo.

El cálculo del Valor en Riesgo se basa en la generación de posibles escenarios futuros (a un día) de los valores de mercado (tanto spot como a plazo) de las variables de riesgo mediante metodologías de "Monte-Carlo" y "Bootstrapping". El número de escenarios generados asegura el cumplimiento de los criterios de convergencia de la simulación. Para la simulación de los escenarios de precios futuros se ha aplicado la matriz de volatilidades y correlaciones entre las distintas variables de riesgo calculada a partir del histórico de los retornos logarítmicos del precio.

Una vez generados los escenarios de precios se calcula el valor razonable de la cartera con cada uno de los escenarios, obteniendo una distribución de posibles valores a un día. El Valor en Riesgo a un día con un intervalo de confianza del 95% se calcula como percentil del 5% de los posibles incrementos de valor razonable de la cartera en un día. Dicho formato coincide con el que se reporta el Valor en Riesgo de las carteras de trading energéticas.

Teniendo en cuenta las hipótesis descritas, el Valor en Riesgo de las posiciones anteriormente comentadas en ENDESA, S.A. se muestra en la siguiente tabla:

31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
0,03	0,3
-	-
-	-
0,03	0,3

Las posiciones de Valor en Riesgo han evolucionado a lo largo de los años 2013 y 2012 en función del vencimiento/inicio de operaciones a lo largo del ejercicio.

12. Instrumentos financieros derivados.

La Sociedad, siguiendo la política de gestión de riesgos descrita, realiza contrataciones de derivados principalmente de tipo de interés y de tipo de cambio.

La Sociedad clasifica sus coberturas en las siguientes categorías:

• Coberturas de flujos de efectivo: aquéllas que permiten cubrir los flujos de caja del subyacente cubierto.
• Coberturas de valor razonable: aquéllas que permiten cubrir el valor razonable del subyacente cubierto.

El detalle de la composición de los saldos a 31 de diciembre de 2013 y 2012 que recogen la valoración de los instrumentos financieros derivados a dichas fechas, es el siguiente:

Millones de Euros
	31 de Diciembre de 2013		31 de Diciembre de 2012
	Activo	Pasivo	Activo	Pasivo
	(Nota 7)	(Nota 10)	(Nota 7)	(Nota 10)
Cobertura de Tipo de Interés de Flujos de Efectivo	-	-	-	-
Cobertura de Tipo de Interés de Valor Razonable	2	-	3	-
Cobertura de Tipo de Cambio de Flujos de Efectivo	-	-	-	-
Derivados Físicos	17	17	-	-
Otros Derivados	2	2	9	27

A continuación se presenta un desglose de los derivados contratados por la Sociedad a 31 de diciembre de 2013 y 2012, su valor razonable y el desglose por vencimientos de los valores nocionales o contractuales:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013
		Valor Nocional
DERIVADOS	Valor Razonable	2014	2015	2016	2017	2018	Siguientes Ejercicios	Total
COBERTURA DE TIPO DE INTERES	2	-	-	21	-	-	-	21
Cobertura de Flujos de Efectivo	-	-	-	-	-	-	-	-
Permutas Financieras	-	-	-	-	-	-	-	-
Cobertura de Valor Razonable	2	-	-	21	-	-	-	21
Permutas Financieras	2	-	-	21	-	-	-	21
OTROS DERIVADOS
De Tipo de Interés	-	-	-	-	-	-	-	-
Permutas Financieras	-	-	-	-	-	-	-	-
De Tipos de Cambio	-	1.362	124	-	-	-	-	1.486
Futuros	-	1.362	124	-	-	-	-	1.486
TOTAL	2	1.362	124	21	-	-	-	1.507

Millones de Euros

					31 de Diciembre de 2012
	Valor Razonable	Valor Nocional
DERIVADOS		2013	2014	2015	2016	2017	Siguientes Ejercicios	Total
COBERTURA DE TIPO DE INTERES	3	-	-	-	21	-	-	21
Cobertura de Flujos de Efectivo	-	-	-	-	-	-	-	-
Permutas Financieras	-	-	-	-	-	-	-	-
Cobertura de Valor Razonable	3	-	-	-	21	-	-	21
Permutas Financieras	3	-	-	-	21	-	-	21
OTROS DERIVADOS	(18)	2.078	-	-	-	-	-	2.078
De Tipo de Interés	(18)	910	-	-	-	-	-	910
Permutas Financieras	(18)	910	-	-	-	-	-	910
De Tipos de Cambio	-	1.168	-	-	-	-	-	1.168
Futuros	-	1.168	-	-	-	-	-	1.168
TOTAL	(15)	2.078	-	-	21	-	-	2.099

El importe nocional contractual de los contratos formalizados no supone el riesgo asumido por la Sociedad, ya que este importe únicamente responde a la base sobre la que se realizan los cálculos de la liquidación del derivado.

Cobertura de flujos de efectivo.

Durante el ejercicio 2013 no se ha registrado importe alguno en el Patrimonio Neto ni efectuado imputaciones en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias por coberturas de flujo de efectivo.

Al cierre del ejercicio 2012 en relación a las coberturas de flujo de efectivo, el importe bruto registrado en el Patrimonio Neto durante el ejercicio ascendió a 11 millones de euros de menor patrimonio y el importe imputado a la Cuenta de Pérdidas y Ganancias desde el Patrimonio Neto fue de 14 millones de euros de gasto.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 no se ha imputado importe alguno como gasto por ineficiencia de los derivados de cobertura a la Cuenta de Pérdidas y Ganancias.

Cobertura de valor razonable.

Durante el ejercicio 2013, las coberturas de valor razonable no han tenido impacto significativo en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias (2 millones de euros como ingreso en el ejercicio 2012).

Otros derivados.

El importe registrado en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias del ejercicio 2013 correspondiente a otros derivados ascendió a 1 millón de euros como gasto (32 millones de euros como gasto en el ejercicio 2012).

13. Moneda extranjera.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, se incluyen 22 y 24 millones de euros, respectivamente, en el epígrafe "Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas a Largo Plazo" relativo a elementos denominados en dólares estadounidenses.

Asimismo, a 31 de diciembre de 2013, en el epígrafe "Inversiones en Empresas del Grupo y Asociadas Corto Plazo – Otros Activos Financieros" del Balance de Situación adjunto se incluyen dividendos pendientes de cobro de Empresas del Grupo por importe de 20 millones de euros, denominados en pesos chilenos. Los dividendos recibidos durante el ejercicio 2013, denominados en pesos chilenos y registrados dentro del epígrafe "Importe Neto de la Cifra de Negocios – Ingresos por Dividendos de Empresas del Grupo y Asociadas" de la Cuenta de Resultados adjunta, han ascendido a 68 millones de euros (véase Nota 7.1.1).

El importe de las diferencias de cambio reconocidas en el resultado de los ejercicios 2013 y 2012, por clases de instrumentos financieros excluyendo los valorados a valor razonable con cambios en pérdidas y ganancias, es el siguiente:

Millones de Euros

		2013		2012
	Por Transacciones Liquidadas en el Ejercicio	Por Saldos Pendientes de Vencimiento	Total	Por Transacciones Liquidadas en el Ejercicio	Por Saldos Pendientes de Vencimiento	Total
Activos
Financieros Créditos a Largo Plazo a Empresas del Grupo	-	-	-	10	(10)	-
Otros Activos Financieros	6	-	6	-	-	-
Tesorería	-	-	-	(1)	(1)	(2)
Total Activos Financieros	6	-	6	9	(11)	(2)
Pasivos Financieros
Préstamos a Largo Plazo a Empresas del Grupo	-	(2)	(2)	-	-	-
Derivados	-	-	-	1	-	1
Otros Pasivos Financieros	(8)	-	(8)	-	-	-
Total Pasivos Financieros	(8)	(2)	(10)	1	-	1
TOTAL	(2)	(2)	(4)	10	(11)	(1)

14. Situación fiscal.

En los ejercicios 2013 y 2012, ENDESA, S.A. ha tributado en el régimen de consolidación fiscal previsto en el Real Decreto Legislativo 4/2004, de 5 de marzo, por el que se aprueba el Texto Refundido de la Ley del Impuesto sobre Sociedades (TRLIS), integrada en el Grupo con el número 572/10 del que ENEL Energy Europe, S.L.U. es la Sociedad Dominante.

La Sociedad forma parte del Grupo de consolidación del Impuesto sobre el Valor Añadido donde ENEL Energy Europe, S.L.U. es la Sociedad Dominante con el número 45/10.

Desde el ejercicio 2011, ENDESA S.A tributa de acuerdo con el régimen general del Impuesto General Indirecto Canario.

14.1. Conciliación entre el resultado contable y la base imponible.

La conciliación entre el resultado contable y la base imponible del impuesto sobre sociedades de los ejercicios 2013 y 2012 es la siguiente:

Millones de Euros
2013	Cuenta de Pérdidas y Ganancias			Ingresos y Gastos Directamente Imputados al Patrimonio Neto
	Aumentos	Disminuciones	Total	Aumentos	Disminuciones	Total
Resultado Contable Después de Impuestos			1.935			3
Impuesto sobre Sociedades	-	(39)	(39)	1	-	1
Resultado Contable Antes de Impuestos			1.896			4
Diferencias Permanentes	65	(2.264)	(2.199)	-	-	-
Diferencias Temporarias	29	(113)	(84)	1	(5)	(4)
Con Origen en el Ejercicio	29	-	29	1	-	1
Con Origen en Ejercicios Anteriores	-	(113)	(113)	-	(5)	(5)
Base Imponible Fiscal			(387)			-

2012	Cuenta de Pérdidas y Ganancias			Ingresos y gastos Directamente Imputados al Patrimonio Neto
	Aumentos	Disminuciones	Total	Aumentos	Disminuciones	Total
Resultado Contable
Después de			553

	Aumentos	Disminuciones	Total	Aumentos	Disminuciones	Total
Resultado Contable Después de Impuestos			553			11
Impuesto sobre Sociedades	-	(160)	(160)	5	-	5
Resultado Contable Antes de Impuestos			393			16
Diferencias Permanentes	8	(915)	(907)	-	-	-
Diferencias Temporarias	94	(35)	59	14	(30)	(16)
Con Origen en el Ejercicio	94	-	94	14	-	14
Con Origen en Ejercicios Anteriores	-	(35)	(35)	-	(30)	(30)
Base Imponible Fiscal			(455)			-

Ejercicio 2013.

Millones de Euros

Los aumentos por diferencias permanentes, en el ejercicio 2013, se deben fundamentalmente a aportaciones a entidades acogidas a la Ley 49/2002, de 23 de diciembre, de Régimen Fiscal de las Entidades sin Fines Lucrativos y de los Incentivos Fiscales al Mecenazgo. Las disminuciones se han originado, fundamentalmente, por los dividendos del Grupo Consolidado.

Los aumentos por diferencias temporarias corresponden a dotaciones a provisiones por regulaciones de empleo y dotaciones a provisiones por la energía. Las disminuciones corresponden fundamentalmente a la aplicación de provisiones por regulaciones de empleo y al deterioro de inversiones financieras.

Ejercicio 2012.

Los aumentos por diferencias permanentes, en el ejercicio 2012, se debían fundamentalmente a aportaciones a entidades acogidas a la Ley 49/2002, de 23 de diciembre, de Régimen Fiscal de las Entidades sin Fines Lucrativos y de los Incentivos Fiscales al Mecenazgo. Las disminuciones se originaron, fundamentalmente, por los dividendos del Grupo Consolidado.

Los aumentos por diferencias temporarias correspondían a dotaciones a provisiones por regulaciones de empleo, a dotaciones a provisiones por la energía y al deterioro de inversiones financieras. Las disminuciones correspondían fundamentalmente a la aplicación de provisiones por regulaciones de empleo.

Los importes que figuran en el ejercicio 2012 y anteriores se corresponden a los definitivos incluidos en la declaración del Impuesto sobre Sociedades de dichos ejercicios.

14.2. Conciliación entre la cuota a pagar y el gasto por impuesto sobre sociedades.

La conciliación entre la cuota a pagar y el gasto por impuesto sobre sociedades de los ejercicios 2013 y 2012 es la siguiente:

Millones de Euros

	2013	2012
Base Imponible (Resultado Fiscal)
Cuenta de Pérdidas y Ganancias	(387)	(455)
Ingresos y Gastos Directamente Imputados al Patrimonio Neto	-	-
Total Base Imponible	(387)	(455)
Cuota Integra	(116)	(137)
Aplicación de Deducciones	-	(5)
Recuperación Crédito Fiscal	-	-
Cuota Efectiva	(116)	(142)
Variación de Deducciones	(3)	1
Efecto Impositivo Neto, por Diferencias Temporarias	27	(13)
Impuesto sobre Sociedades en el Exterior	12	-
Regularizaciones de Ejercicios Anteriores	1	(1)
Otros	41	-
Impuesto sobre Sociedades del Ejercicio	(38)	(155)
Impuesto sobre Sociedades en Cuenta de Pérdidas y Ganancias	(39)	(160)
Impuesto sobre Sociedades en Patrimonio Neto	1	5

El importe relativo a impuesto sobre sociedades en el exterior corresponde a las retenciones soportadas por los dividendos percibidos de la filial domiciliada en el Chile.

Asimismo, la regularización de años anteriores del ejercicio 2012 correspondía fundamentalmente al ajuste por el efecto de la liquidación del impuesto sobre sociedades del 2011 y al Acta por la Inspección de los períodos 2002-2005.

14.3. Deducciones y bonificaciones.

En el ejercicio 2013 la Sociedad ha acreditado deducciones y bonificaciones por importe total de 3 millones de euros (3 millones de euros en el ejercicio 2012) correspondientes, fundamentalmente, a deducciones para incentivar la realización de determinadas actividades de investigación y desarrollo y por aportaciones a entidades reguladas por la Ley 49/2002, de 23 de diciembre.

14.4. Conciliación entre el resultado contable y el gasto por impuesto sobre sociedades.

La conciliación entre el resultado contable y el gasto por impuesto sobre sociedades de los ejercicios 2013 y 2012, exceptuando las regularizaciones de años anteriores, es la siguiente:

Miles de Euros

		2013
	Cuenta de Pérdidas y Ganancias	Ingresos y Gastos Directamente Imputados al Patrimonio Neto	Ingresos y Gastos Reconocidos
Resultado Contable Antes de Impuestos	1.896	4	1.900
Diferencias Permanentes	(2.199)	-	(2.199)
Total Resultado Ajustado	(303)	4	(299)
Cuota al 30%	(90)	1	(89)
Deducciones	(3)	-	(3)
Por Dotaciones a Entidades sin Fines de Lucro y Mecenazgo	(2)	-	(2)
Gastos de Investigación y Desarrollo	(1)	-	(1)
Total Gasto por Impuesto sobre Sociedades	(93)	1	(92)

Miles de Euros

		2012
	Cuenta de Pérdidas y Ganancias	Ingresos y Gastos Directamente Imputados al Patrimonio Neto	Ingresos y Gastos Reconocidos
Resultado Contable Antes de Impuestos	393	16	409
Diferencias Permanentes	(907)	-	(907)
Total Resultado Ajustado	(514)	16	(498)
Cuota al 30%	(154)	5	(149)
Deducciones	(5)	-	(5)
Total Gasto por Impuesto sobre Sociedades	(159)	5	(154)

14.5. Desglose del gasto por impuesto sobre sociedades.

El desglose del gasto por impuesto sobre sociedades de los ejercicios 2013 y 2012, exceptuando las regularizaciones de años anteriores, es el siguiente:

		Variación del Impuesto Diferido
2013		Activo			Pasivo
	Impuesto Corriente	Diferencias Temporarias	Crédito Impositivo por Tasas Imponibles Negativas	Otros Créditos	Diferencias Temporarias	Total
Imputación a Pérdidas y Ganancias, de la cual	(116)	26	-	(3)	-	(93)
A Operaciones Continuadas	(116)	26	-	(3)	-	(93)
Imputación a Patrimonio Neto, de la cual	-	1	-	-	-	1
Por Pérdidas y Ganancias Actuariales y Otros Ajustes	-	1	-	-	-	1
Total	(116)	27	-	(3)	-	(92)
Ajustes en la Imposición						-
TOTAL						(92)

Millones de Euros

Millones de Euros

		Variación del Impuesto Diferido
		Activo			Pasivo
2012	Impuesto Corriente	Diferencias Temporarias	Crédito Impositivo por Tasas Imponibles Negativas	Otros Créditos	Diferencias Temporarias	Total
Imputación a Pérdidas y Ganancias, de la cual	(142)	(18)	-	1	-	(159)
A Operaciones Continuadas	(142)	(18)	-	1	-	(159)
Imputación a Patrimonio Neto, de la cual	-	3	-	-	2	5
Por Coberturas de Flujos de Efectivo	-	3	-	-	-	3
Por Pérdidas y Ganancias Actuariales y Otros Ajustes	-	-	-	-	2	2
Total	(142)	(15)	-	1	2	(154)
Ajustes en la Imposición						(1)
TOTAL						(155)

14.6. Activos por impuesto diferido.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 el origen de los impuestos diferidos registrados en ambos ejercicios es el siguiente:

Millones de Euros
Impuestos Diferidos de Activo con Origen en	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Dotaciones para Fondos de Pensiones y Expedientes de Regulación de Empleo	78	89
Otras Provisiones	16	77
Deducciones de Cuota pendientes de Aplicar	10	4
Otros	49	48
TOTAL	153	218

El movimiento de este epígrafe del Balance de Situación adjunto en los ejercicios 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros
	2013		2012
	Diferencias Temporarias	Deducciones Pendientes	Diferencias Temporarias	Deducciones Pendientes
Saldo Inicial	214	4	209	3
Diferencias Temporarias con Origen en el Ejercicio	9	3	28	-
Aplicación de Diferencias Temporarias con Origen en Ejercicios Anteriores	(33)	-	(10)	-
Diferencias Temporarias por Ajustes Actuariales	(1)	-	2	-
Regularizaciones de Años Anteriores	(46)	3	-	-
Traspasos y Otros (Nota 14.7)	-	-	(15)	-
Deducciones Pendientes	-	-	-	1
Saldo Final	143	10	214	4

La Sociedad no tiene bases imponibles negativas de ejercicios anteriores pendientes de compensar. La Sociedad no tiene créditos pendientes de aplicar en ejercicios futuros distintos de los correspondientes a deducciones no aplicadas de los ejercicios 2013 y 2012, por importes de 10 y 3 millones de euros, respectivamente.

Los Administradores de la Sociedad estiman que los activos por impuesto diferido registrados serán recuperados.

14.7. Pasivos por impuesto diferido.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 el origen de los impuestos diferidos registrados en ambos ejercicios es el siguiente:

Millones de Euros
Impuestos Diferidos de Pasivo con Origen en	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Derivados de Cobertura	37	37
Otros	45	45
TOTAL	82	82

El movimiento de este epígrafe del Balance de Situación adjunto en los ejercicios 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros

	2013	2012
Saldo Inicial	(82)	(91)
Diferencias Temporarias del Ejercicio	-	-
Diferencias Temporarias por Ajustes por Cambios del Valor	-	(6)
Traspasos y Otros (Nota 14.6)	-	15
Saldo Final	(82)	(82)

En los ejercicios 2013 y 2012, no se han registrado impuestos diferidos correspondientes a participaciones financieras en Empresas del Grupo.

14.8. Operaciones de reordenación societaria acogidas al Régimen Especial del Capítulo VIII del Título VII del Real Decreto Legislativo 4/2004 , de 5 de marzo, del Impuesto sobre Sociedades.

En relación a la operación en que ENEL Insurance, N.V. adquiere la participación en el capital social de Compostilla Re, S.A., mediante la atribución a ENDESA, S.A. de otros valores representativos del capital de ENEL.Re N.V., mencionar que la misma se acoge al régimen especial del Título VII del Capítulo VIII del Real Decreto Legislativo 4/2004, de 5 de marzo, por el que se aprueba el Texto Refundido del Impuesto sobre Sociedades relativa al Canje de Valores.

El valor contable de los valores recibidos de ENEL.Re N.V. coincide con el valor neto contable de los entregados de Compostilla Re, S.A.

En la Memoria de la Sociedad de los ejercicios 1999 a 2010, se incluyen las menciones exigidas por el citado artículo 93 del Real Decreto Legislativo 4/2004, de 5 de marzo, relativas a las operaciones de reordenación societaria realizadas en ejercicios anteriores.

14.9. Ejercicios susceptibles de comprobación administrativa.

Según establece la legislación vigente, los impuestos no pueden considerarse definitivamente liquidados hasta que las declaraciones presentadas hayan sido inspeccionadas por las autoridades fiscales o haya transcurrido el plazo de prescripción de cuatro años. Al cierre del ejercicio 2013 la Sociedad tiene abiertos a inspección los ejercicios 2006, 2009 y siguientes del impuesto sobre sociedades y los ejercicios 2010 y siguientes para los demás impuestos que le son de aplicación. Los Administradores de la Sociedad consideran que se han practicado adecuadamente las liquidaciones de los mencionados impuestos, por lo que, aún en caso de que surgieran discrepancias en la

interpretación normativa vigente por el tratamiento fiscal otorgado a las operaciones, los eventuales pasivos resultantes, en caso de materializarse, no afectarían de manera significativa a las Cuentas Anuales adjuntas.

Los Administradores de la Sociedad estiman que los pasivos que, en su caso, puedan derivarse de estos conceptos no tendrán un impacto significativo sobre los resultados futuros de la Sociedad.

15. Resultado de explotación.

15.1. Importe neto de la cifra de negocios.

El detalle del "Importe Neto de la Cifra de Negocios" de la Cuenta de Pérdidas y Ganancias adjunta del ejercicio 2013 por categorías de actividades y mercados geográficos es como sigue:

Millones de Euros

	Nacional	Resto Unión Europea	Latinoamérica	Total
Prestaciones de Servicios	312	8	-	320
Ingresos por Dividendos de Empresas del Grupo y Asociadas (Nota 17.1)	2.171	2	68	2.241
TOTAL	2.483	10	68	2.561

En el ejercicio 2012, la totalidad del importe neto de la cifra de negocios se generó en el territorio nacional.

15.2. Deterioro de inversiones en Empresas del Grupo y Asociadas.

Las correcciones por deterioro de las participaciones financieras en Empresas del Grupo y Asociadas, han ascendido a 5 y 70 millones de euros para los ejercicios 2013 y 2012, respectivamente.

Las correcciones por deterioro registradas en el ejercicio 2013 incluyen 1 millón de euros relativos al deterioro de las participaciones en Empresas del Grupo en relación a la participación mantenida sobre Bolonia Real Estate, S.L.U., 1 millón de euros en relación a la participación sobre ENDESA Carbono, S.A.L. y 3 millones de euros correspondientes a parte del crédito concedido a Elcogas, S.A. (véase Nota 7.1).

Las correcciones por deterioro registradas en el ejercicio 2012 incluían 37 millones de euros relativos al deterioro de las participaciones en Empresas del Grupo (véase Nota 7.1) así como la provisión dotada por importe de 33 millones de euros para hacer frente a las responsabilidades por el patrimonio neto negativo de la participada ENDESA Carbono, S.L.U. (véase Nota 9.3).

15.3. Gastos de personal.

El detalle del epígrafe "Gastos de Personal" de la Cuenta de Pérdidas y Ganancias adjunta de la Sociedad correspondiente a los ejercicios 2013 y 2012, es el siguiente:

Millones de Euros

	2013	2012
Sueldos, Salarios y Asimilados	142	148
Indemnizaciones al Personal	33	10
Cargas Sociales	38	36
Seguridad Social	21	20
Otras Cargas Sociales	17	16
Provisiones	9	11
Obligaciones por Prestaciones a Largo Plazo al Personal (Nota 9.1)	9	11
TOTAL	222	205

15.4. Otros gastos de explotación.

El detalle del epígrafe "Otros Gastos de Explotación" de la Cuenta de Pérdidas y Ganancias adjunta de la Sociedad correspondiente a los ejercicios 2013 y 2012, es el siguiente:

Millones de Euros

	2013	2012
Servicios Exteriores	108	138
Arrendamientos y Cánones	2	2
Servicios de Profesionales Independientes	12	20
Servicios Bancarios y Similares	1	1
Publicidad, Propaganda y Relaciones Públicas	20	24
Gastos por Servicios Prestados al Cliente	54	63
Otros Servicios Exteriores	19	28
Otros Gastos de Gestión Corriente	21	30
Tributos	1	17
Pérdidas, Deterioro y Variación de Provisiones por Operaciones Comerciales	-	-
TOTAL	130	185

En el ejercicio 2012 el epígrafe de "Tributos" incluía el importe del impuesto sobre trasmisiones patrimoniales y actos jurídicos documentados devengado en el marco de la escisión de participaciones llevada a cabo en ENDESA Latinoamérica, S.A.U. por importe de 17 millones de euros (véase Nota 7.1.1)

15.5. Ingresos y gastos financieros.

El detalle de los ingresos y gastos financieros de la Sociedad correspondientes a los ejercicios 2013 y 2012, es el siguiente:

Millones de Euros

	2013	2012
Ingresos Financieros	48	87
De Valores Negociables y Créditos	48	87
Intereses de Créditos en Empresas del Grupo y Asociadas (Nota 17.1)	1	1
Intereses de Créditos con Terceros	47	86
Por Préstamos y Créditos	44	84
Otros Ingresos Financieros	3	2
Gastos Financieros	(365)	(423)
Por Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas (Nota 17.1)	(321)	(366)
Por Deudas con Terceros	(41)	(42)
Actualización de Provisiones (Nota 9)	(3)	(15)
Prestaciones a Largo Plazo al Personal y Planes de Reestructuración	(3)	(15)
TOTAL	(317)	(336)

16. Garantías con terceros y otros pasivos contingentes.

Las garantías y avales prestados por ENDESA, S.A. a 31 de diciembre de 2013 y a 31 de diciembre de 2012 son los siguientes:

• Garantía a International ENDESA, B.V. de la financiación obtenida por dicha empresa y de sus derivados financieros. Dicha financiación, a su vez, ha sido prestada a ENDESA, S.A. y a otra de sus Sociedades Dependientes y asciende a 1.398 y 1.629 millones de euros, a 31 diciembre 2013 y a 31 de diciembre de 2012, respectivamente.
• Garantía a ENDESA Capital, S.A.U. de la financiación obtenida por dicha empresa y de sus derivados financieros. La financiación obtenida asciende a 58 millones de euros a 31 de diciembre 2013 y 2012. Dicha financiación, a su vez, ha sido prestada a ENDESA, S.A. y a otra de sus Sociedades Dependientes.
• Compromiso de financiación a ENDESA Financiación Filiales, S.A.U. en la cuantía necesaria para que esta sociedad pueda hacer frente a sus compromisos de financiación de las sociedades españolas de ENDESA y de sus Sociedades Dependientes.
• Garantía parcial de la financiación concedida por un grupo de entidades financieras a Elcogas, S.A. El importe garantizado asciende a 51 millones de euros tanto a 31 de diciembre de 2013 y 2012. En ambos casos se corresponde con el 42% del total de la deuda financiera de Elcogas, S.A.
• ENDESA, S.A. garantiza el 100% del contrato de adquisición por ENDESA Generación, S.A.U. de la totalidad de la producción de energía eléctrica de Elecgas, S.A. ("Tolling"), sociedad en la que ENDESA, S.A. participa a través de ENDESA Generación Portugal, S.A. con un 50%. El importe garantizado por ENDESA, S.A. asciende a 248 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 (257 millones de euros a 31 de diciembre de 2012).
• Garantía de los riesgos comerciales del préstamo de 44 millones de dólares estadounidenses (equivalente a 34 millones de euros), que el Banco Centroamericano de Integración Económica tiene concedido a la sociedad Empresa Propietaria de la Red, S.A., Sucursal en Costa Rica. A 31 de diciembre de 2013 y 2012 el importe dispuesto ascendía a 44 millones de dólares estadounidenses (equivalente a 34 millones de euros).
• ENDESA, S.A. participa con un 32% en la Asociación Española de la Industria Eléctrica - Unesa. ENDESA, S.A. garantiza el 32% de las cantidades que sean debidas por la sociedad bajo póliza de crédito abierta por 11 millones de euros con el Banco Español de Crédito a 31 de diciembre de 2013 y 2012.
• Garantías prestadas a ENDESA Generación, S.A.U. frente a terceros para cubrir el riesgo de operaciones de compras y trading de energía eléctrica a 31 de diciembre de 2013 y 2012 por importe de 114 y 197 millones de euros, respectivamente.

Por otra parte, ENDESA, S.A. tiene prestadas garantías a diversas Empresas del Grupo para garantizar compromisos diversos por valor de 1.491 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 y 1.622 millones de euros a 31 de diciembre de 2012, conforme al siguiente detalle:

Millones de Euros
EMPRESA	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
ENDESA Generación, S.A.U.	356	426
ENDESA Energía, S.A.U.	539	577
ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.U.	110	111
ENEL Green Power España, S.L.	38	44
ENDESA Energía XXI, S.L.U.	276	276
Eólica El Puntal, S.L.	15	15
Compañía Transportista de Gas Canarias, S.A. (1)	4	3
Resto	153	170
TOTAL	1.491	1.622

(1) ENDESA ha iniciado las gestiones para la venta de la participación del 47,18% que ostenta sobre el capital social de esta sociedad, de acuerdo a lo establecido en la Ley 16/2013, de 29 de octubre.

La Dirección de ENDESA, S.A. estima que no se derivarán pasivos significativos para la Sociedad por las garantías prestadas.

17. Operaciones con partes vinculadas.

Los Administradores, o personas actuando por cuenta de éstos, no han realizado durante los ejercicios 2013 y 2012 operaciones con la Sociedad, o con otras de sus Sociedades Dependientes, ajenas a su tráfico ordinario o al margen de las condiciones de mercado.

A efectos de la información incluida en esta Nota se han considerado accionistas significativos de la Sociedad en los ejercicios 2013 y 2012 al Grupo ENEL.

17.1. Operaciones con partes vinculadas.

El detalle de las operaciones realizadas con partes vinculadas durante los ejercicios 2013 y 2012 es el siguiente:

	2013
	Accionistas Significativos	Administradores y Directivos	Empresas del Grupo	Empresas Asociadas	Otras Partes Vinculadas	Total
Compras de Inmovilizado Inmaterial (Nota 5)	(29)	-	-	-	-	(29)
Importe Neto de la Cifra de Negocios	12	-	308	-	-	320
Otros Ingresos de Explotación	-	-	19		-	20
Recepción de Servicios	(33)	-	(15)	-	-	(48)
Gastos Financieros (Nota 15.5)	(30)	-	(291)	-	-	(321)
Dividendos y Otros Beneficios Distribuidos	-	-	-	-	-	-
Dividendos Recibidos (Nota 7.1.)	-	-	2.241	-	-	2.241
Variaciones en el Valor Razonable de Instrumentos Financieros	-	-	7	-	-	7
Dotación Provisiones Instrumentos Patrimonio (Notas 7.1 y 15.2)	-	-	(1)	(4)	-	(5)
Ingresos Financieros de Créditos (Nota 15.5)	-	-	-	1	-	1

Millones de Euros

Millones de Euros

	2012
	Accionistas Significativos	Administradores y Directivos	Empresas del Grupo	Empresas Asociadas	Otras Partes Vinculadas	Total
Compras de Inmovilizado Inmaterial (Nota 5)	(30)	-	-	-	-	(30)
Importe Neto de la Cifra de Negocios	12	-	315	-	-	327
Otros Ingresos de Explotación	1	-	20	-	-	21
Recepción de Servicios	(34)	-	(22)	-	-	(56)
Gastos Financieros (Nota 15.5)	(38)	-	(328)	-	-	(366)
Dividendos y Otros Beneficios Distribuidos	(591)	-	-	-	-	(591)
Dividendos Recibidos (Nota 7.1)	-	-	917	-	-	917
Variaciones en el Valor Razonable de Instrumentos Financieros	-	-	-	-	-	-
Dotación Provisiones Instrumentos Patrimonio	-	-	(70)	-	-	(70)
(Notas 7.1 y 15.2) Ingresos Financieros de Créditos (Nota 15.5)	-	-	-	1	-	1

Tanto para el ejercicio 2013 como 2012, los gastos financieros con Empresas del Grupo corresponden, principalmente, a los intereses de las cuentas corrientes de la Sociedad con ENDESA Financiación y Filiales, S.A.U. por importe de 285 y 316 millones de euros, respectivamente.

17.2. Saldos mantenidos con partes vinculadas.

El importe de los saldos en el Balance de Situación adjunto con partes vinculadas existentes a 31 de diciembre de 2013 y 2012, sin derivados, es el siguiente:

Millones de Euros

	31 de Diciembre 2013
	Accionistas Significativos	Administradores y Directivos	Empresas del Grupo	Empresas Asociadas	Otras Partes Vinculadas	Total
Inversiones a Largo Plazo (Nota 7)	-	-	19.130	-	-	19.130
Instrumentos de Patrimonio	-	-	19.129	-	-	19.129
Derivados	-	-	1	-	-	1
Deudores Comerciales y Otras Cuentas a Cobrar	19	-	4	1	-	24
Inversiones a Corto Plazo (Nota 7)	168	-	32	1	-	201
Créditos a Empresas	168	-	-	1	-	169
Derivados	-	-	12	-	-	12
Otros Activos Financieros	-	-	20	-	-	20
Deudas a Largo Plazo (Nota 10)	-	-	(6.273)	-	-	(6.273)
Deudas a Corto Plazo (Nota 10)	(1.487)	-	(997)	(4)	-	(2.488)
Deudas con Empresas del Grupo y Asociadas a Corto Plazo	(1.487)	-	(991)	(4)		(2.482)
Derivados	-	-	(6)	-	-	(6)
Acreedores Comerciales y Otras Cuentas a Pagar	(15)	-	(5)	-	-	(20)
Garantías y Avales Prestados	-	7	-	-	-	7
Acuerdos de Financiación	-	1	-	-	-	1

Millones de Euros

	31 de Diciembre 2012
	Accionistas Significativos	Administradores y Directivos	Empresas del Grupo	Empresas Asociadas	Otras Partes Vinculadas	Total
Inversiones a Largo Plazo (Nota 7)	1	-	19.377	-	-	19.377
Instrumentos de Patrimonio	-	-	19.377	-	-	19.377
Crédito a Empresas	1	-	-	-	-	1
Deudores Comerciales y Otras Cuentas a Cobrar	12	-	9	-	-	21
Inversiones a Corto Plazo (Nota 7)	164	-	923	-	-	1.087
Créditos a Empresas	164	-	4	-	-	168
Derivados	-	-	4	-	-	4
Otros Activos Financieros	-	-	915	-	-	915
Deudas a Largo Plazo (Nota 10)	(500)	-	(9.976)	-	-	(10.476)
Deudas a Corto Plazo (Nota 10)	(27)	-	(654)	-	-	(681)
Derivados	-	-	(5)	-	-	(5)
Acreedores Comerciales y Otras Cuentas a Pagar	(14)	-	(1)	-	-	(15)
Garantías y Avales Prestados	-	7	-	-	-	7
Acuerdos de Financiación	-	1	-	-	-	1

La Sociedad tiene formalizadas con ENDESA Financiación Filiales, S.A.U., contratos de financiación por cuenta corriente, aplicándose a los saldos deudores o acreedores un tipo de interés igual al resultado de adicionar al Euribor a 6 meses un diferencial igual al que haya conseguido ENDESA sobre dicho índice en las pólizas de crédito en vigor. Los saldos a 31 de diciembre de 2013 y 2012 son de 6.179 y 9.895 millones de euros respectivamente, a favor de ENDESA Financiación Filiales, S.A.U. (véase Nota 10).

17.3. Información referente al Consejo de Administración y Alta Dirección.

17.3.1. Retribución. Consejo de Administración.

El artículo 41º de los Estatutos Sociales establece que "la remuneración de los administradores se compone de los siguientes conceptos: asignación fija mensual y participación en beneficios. La remuneración, global y anual, para todo el Consejo y por los conceptos anteriores, será el uno por mil de los beneficios del grupo consolidado, aprobados por la Junta General, si bien el Consejo de Administración podrá reducir este porcentaje en los ejercicios en que lo estime conveniente. Todo ello sin perjuicio de lo establecido en el párrafo tercero de este artículo con relación a las dietas.

Corresponderá al propio Consejo la distribución del importe citado entre los conceptos anteriores y entre los administradores en la forma, momento y proporción que libremente determine.

Los miembros del Consejo de Administración percibirán también dietas por asistencia a cada sesión de los órganos de administración de la sociedad y sus comités. La cuantía de dicha dieta será, como máximo, el importe que, de conformidad con los párrafos anteriores, se determine como asignación fija mensual. El Consejo de Administración podrá, dentro de este límite, establecer la cuantía de las dietas.

Las retribuciones previstas en los apartados precedentes, derivadas de la pertenencia al Consejo de Administración, serán compatibles con las demás percepciones profesionales o laborales que correspondan a los Consejeros por cualesquiera otras funciones ejecutivas o de asesoramiento que, en su caso, desempeñen para la sociedad distintas de las de supervisión y decisión colegiada propias de su condición de Consejeros, las cuales se someterán al régimen legal que les fuere aplicable.

De conformidad con lo dispuesto en el artículo 218 de la Ley de Sociedades de Capital, la remuneración por el concepto participación en beneficios, sólo podrán percibirla los administradores después de estar cubiertas las atenciones de la reserva legal y de la estatutaria y de haberse reconocido a los accionistas un dividendo mínimo del 4%."

Así, los miembros del Consejo de Administración de ENDESA, S.A. han percibido retribuciones en su condición de Consejeros de la Sociedad, y por su pertenencia, en algunos casos, a Consejos de Administración de empresas dependientes, y los miembros del Consejo de Administración que ejercen además funciones ejecutivas han percibido sus retribuciones por este concepto.

Durante el ejercicio 2013, la asignación fija mensual para cada Consejero ha sido de 20.856,75 euros brutos y la dieta por asistencia a las reuniones del Consejo de Administración, Comisión Ejecutiva, Comité de Nombramientos y Retribuciones y Comité de Auditoría y Cumplimiento, ascendió a 2.003,37 euros brutos cada una.

Los miembros del Consejo de Administración, Consejeros Ejecutivos, por el desempeño de funciones en la sociedad distintas a las de Consejero, perciben una remuneración conforme a la estructura salarial de la Alta Dirección de ENDESA y cuyos principales componentes son:

• Retribución Fija Anual: Compensación en metálico de carácter mensual ligada a la complejidad y responsabilidad de las funciones encomendadas.
• Retribución Variable a corto plazo: Retribución en efectivo no garantizada sujeta al cumplimiento de objetivos anuales fijados a través de los sistemas de evaluación establecidos en la Compañía.
• Retribución Variable a largo plazo: Retribución en efectivo no garantizada sujeta al cumplimiento de objetivos plurianuales.
• Beneficios y otras prestaciones sociales: Retribución, normalmente de carácter no monetario, que se percibe de acuerdo a ciertos requisitos o condiciones especiales determinados voluntaria, legal, contractual o convencionalmente.

El detalle de las retribuciones percibidas por los miembros del Consejo de Administración, en los ejercicios 2013 y 2012, es el siguiente:

Euros

Total Ejercicio 2013
	Sueldo	Remuneración Fija	Dietas	Retribución Variable a Corto Plazo	Retribución Variable a Largo Plazo	Otros Conceptos	Retribución Devengada en Otras Sociedades	Total Ejercicio 2013	Total Ejercicio 2012
D. Borja Prado Eulate	812.000	250.281	44.074	495.872	649.600	37.894	79.835	2.369.556	2.249.720
D. Andrea Brentan	710.500	-	-	236.838	568.400	194.615	-	1.710.353	1.498.146
D. Fulvio Conti (3)	-	-	-	-	-	-	-	-	276.324
D. Luigi Ferraris (3)	-	-	-	-	-	-	-	-	308.378
D. Massimo Cioffi (1) (3)	-	-	-	-	-	-	-	-	38.064
D. Gianluca Comin (3)	-	-	-	-	-	-	-	-	276.324
D. Alejandro Echevarría Busquet	-	250.281	62.104	-	-	-	-	312.385	300.364
D. Miquel Roca Junyent	-	250.281	62.104	-	-	-	-	312.385	308.378
D. Salvador Montejo Velilla (1)	557.836	-	-	290.074	334.701	32.798	-	1.215.409	409.937
Claudio Machetti (2)	-	-	-	-	-	-	-		250.279
TOTAL								5.920.088	5.915.914

(1) Forman parte del Consejo de Administración desde el 26 de junio de 2012, por lo que la información del ejercicio 2012 se refiere al período de 26 de junio a 31 de diciembre de 2012.

(2) No forma parte del Consejo de Administración desde el 26 de junio de 2012.

(3) En enero de 2013, los Consejeros dominicales de ENEL renunciaron a percibir cantidad alguna por su desempeño como tales en el Consejo de Administración de ENDESA, S.A.

Anticipos y préstamos.

Euros
Miembros	2013	2012
Salvador Montejo Velilla (*)	168.283	168.283
TOTAL	168.283	168.283

(*) Forma parte del Consejo de Administración desde el 26 de junio de 2012.

Fondos y Planes de Pensiones: Aportaciones.

Euros
Miembros	2013	2012
D. Borja Prado Eulate	208.434	212.218
D. Andrea Brentan	190.437	193.978
D. Salvador Montejo Velilla (*)	195.412	116.015
TOTAL	594.283	522.211

(*) Forma parte del Consejo de Administración desde el 26 de junio de 2012. Las cantidades detalladas se corresponden con la parte proporcional de la aportación realizada al tiempo que el Sr. Montejo ha sido Consejero.

Primas de Seguros de Vida.

Euros
Miembros	2013	2012
D. Borja Prado Eulate	102.761	112.513
D. Andrea Brentan	111.844	109.386
D. Salvador Montejo Velilla (*)	50.461	18.087
TOTAL	265.066	239.986

(*) Forma parte del Consejo de Administración desde el 26 de junio de 2012. Las cantidades detalladas se corresponden con la parte proporcional de la aportación realizada al tiempo que el Sr. Montejo ha sido Consejero.

17.3.2. Retribución. Alta Dirección.

Remuneración de los Altos Directivos durante los ejercicios 2013 y 2012.

Identificación de los miembros de la Alta Dirección que no son a su vez consejeros ejecutivos, y remuneración total devengada a su favor durante el ejercicio:

Miembros de la Alta Dirección 2013 (*)
Cargo
Director General de Asesoría Jurídica y Secretaría General
Director General de España y Portugal
Director General Económico Financiero
Director General de Compras
Director General de Auditoría
Director General de Sistemas y Telecomunicaciones
Director General de Comunicación
Director General de Estrategia
Director General de Recursos Humanos y Organización
Director General de Comunicación
Director General de Innovación

(*) El listado de personas incluidas en este cuadro atiende a la definición de Alta Dirección establecida en la Circular 5/2013, de 12 de junio, de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

(1) Causó baja en el ejercicio 2013.

(2) Causó alta en el ejercicio 2013.

Miembros de la Alta Dirección 2012
Nombre	Cargo
D. Francisco Borja Acha Besga	Director General de Asesoría Jurídica y Secretaría General
D. Alfonso Arias Cañete (1)	Director General Energía Nuclear
D. Francisco Arteaga Alarcón	Director General Territorial Andalucía y Extremadura
D. José Damián Bogas Gálvez	Director General de España y Portugal
D. Paolo Bondi	Director General Económico Financiero
D. Francesco Buresti	Director General de Compras
D. Pablo Casado Rebóiro	Director General Territorial de Canarias
D. Enrique Durand Baquerizo	Director General de Auditoría
D. Jaime Gros Bañeres	Director General Territorial de Aragón
D. Rafael López Rueda	Director General de Sistemas y Telecomunicaciones
D. Alfonso López Sánchez (2)	Director General de Comunicación
D. Héctor López Vilaseco	Director General de Estrategia
D. Salvador Montejo Velilla (3)	Secretario General y del Consejo de Administración
D. José Luis Puche Castillejo	Director General de Recursos Humanos y Organización
D. Álvaro Quiralte Abelló	Director General de Gestión Energía
D. José María Rovira Vilanova	Director General de Fecsa-ENDESA Cataluña

(1) Causó baja en el ejercicio 2012.

(2) Causó baja el 31 de enero de 2013.

(3) Forma parte del Consejo de Administración desde el 26 de junio de 2012. Las retribuciones incluidas se corresponden con las que el Ejecutivo percibió hasta el 30 de junio de 2012.

A continuación se detalla la retribución correspondiente a los miembros de la Alta Dirección:

Euros
Remuneración	2013	2012
Retribución Fija	4.503.099	6.246.455
Retribución Variable	3.903.347	6.073.315
Dietas	-	-
Atenciones Estatutarias	-	-
Opciones sobre Acciones y Otros Instrumentos Financieros	-	-
Otros	1.038.038	564.673
TOTAL	9.444.484	12.884.443

Euros

Otros Beneficios	2013	2012
Anticipos	466.942	943.726
Créditos Concedidos	229.689	229.689
Fondos y Planes de Pensiones: Aportaciones	940.569	1.553.330
Fondos y Planes de Pensiones: Obligaciones Contraídas	-	-
Primas de Seguros de Vida	222.286	373.010
Garantías Constituidas por la Sociedad	7.159.131	7.159.131

Garantías constituidas por la Sociedad a favor de la Alta Dirección.

Por lo que a retribuciones se refiere, la Sociedad tiene garantías constituidas mediante aval a favor de los Altos Directivos que tienen derecho a ello por importe de 7.159.131 euros en 2013 (que en 2012 eran 7.159.131 euros) para atender los devengos futuros, en materia retributiva, al igual que para el resto del personal en el mismo supuesto de edad y antigüedad, es decir, derecho a la prejubilación.

17.3.3. Cláusulas de garantía: Consejo de Administración y Alta Dirección.

Cláusulas de garantía para casos de despido o cambios de control.

Este tipo de cláusulas es el mismo en los contratos de los Consejeros Ejecutivos y de los Altos Directivos de la Sociedad y de su Grupo, se ajustan a la práctica habitual del mercado, como se deriva de los informes solicitados por la Compañía, han sido aprobadas por el Consejo de Administración previo informe del Comité de Nombramientos y Retribuciones y recogen supuestos de indemnización para extinción de la relación laboral y pacto de no competencia postcontractual.

El régimen de estas cláusulas es el siguiente:

Extinción:

• Por mutuo acuerdo: indemnización equivalente, según los casos, de una a cuatro veces la retribución anual.
• Por decisión unilateral del directivo: sin derecho de indemnización, salvo que el desistimiento se base en un incumplimiento grave y culpable de la Sociedad de sus obligaciones o vaciamiento del puesto, cambio de control o demás supuestos de extinción indemnizada previstos en el Real Decreto 1382/1985, de 1 de agosto.
• Por desistimiento de la Sociedad: indemnización igual a la del punto primero.
• Por decisión de la Sociedad basada en una conducta gravemente dolosa y culpable del directivo en el ejercicio de sus funciones: sin derecho a indemnización.

Estas condiciones son alternativas a las derivadas de la modificación de la relación laboral preexistente o de la extinción de ésta por prejubilación para Altos Directivos.

Pacto de no competencia postcontractual:

En la gran mayoría de los contratos se exige al Alto Directivo cesante que no ejerza una actividad en competencia con ENDESA, durante el período de dos años; en contraprestación, el directivo tendrá derecho a cobrar una cantidad máxima equivalente a 1,25 veces la retribución anual.

A 31 de diciembre de 2013 el número de Consejeros Ejecutivos y Altos Directivos, con cláusulas de garantía, ascendía a 10. A 31 de diciembre de 2012 ascendía a 15.

17.3.4. Otra información referente al Consejo de Administración.

Con el fin de reforzar la transparencia de las sociedades anónimas cotizadas, los consejeros comunican, hasta donde alcanza su conocimiento, las participaciones directas o indirectas que, tanto ellos como las personas vinculadas a que se refiere el artículo 231 de la Ley de Sociedades de Capital, tienen en el capital de sociedades con el mismo, análogo o complementario género de actividad al que constituye el objeto social de ENDESA, S.A., y comunican igualmente los cargos o las funciones que en ella ejerzan:

A 31 de Diciembre de 2013
Nombre del Consejero	NIF o CIF de la Sociedad Objeto	Denominación de la Sociedad Objeto	% Participac ión	Cargos
D. Borja Prado Eulate	B85721025	ENEL Energy Europe, S.r.l.	-	Consejero
D. Borja Prado Eulate	N9022122G	ENEL Green Power, S.p.A.	0,00065	-
D. Borja Prado Eulate	94.271.000-3	Enersis, S.A.	-	Vicepresidente
D. Fulvio Conti	00811720580	ENEL, S.p.A.	0,00727	Consejero Delegado y
			3	D. General
D. Fulvio Conti	B85721025	ENEL Energy Europe, S.r.l.	-	Presidente
D. Fulvio Conti	N9022122G	ENEL Green Power, S.p.A	0,00324 8	-
D. Andrea Brentan	94.271.000-3	Enersis, S.A.	-	Consejero
D. Andrea Brentan	B85721025	ENEL Energy Europe, S.R.L.	-	Consejero Delegado
D. Andrea Brentan	N9022122G	ENEL Green Power, S.p.A	-	Consejero
D. Andrea Brentan	8096.41.513	ENEL Investment Holding	-	Consejero
D. Andrea Brentan	00811720580	ENEL, S.p.A.	-	Director de Iberia y
				América Latina
D. Massimo Cioffi	00811720580	ENEL, S.p.A.	0,00000	Director de Recursos
			6	Humanos y
				Organización
D. Luigi Ferraris	00811720580	ENEL, S.p.A.	0,00042	CFO
D. Luigi Ferraris	N9022122G	ENEL Green Power, S.p.A	0,00084	Presidente
D. Luigi Ferraris	06152631005	ENEL Factor S.p.A.	-	Presidente
D. Luigi Ferraris	06377691008	ENEL Servizi S.r.l.	-	Presidente
D. Luigi Ferraris	05779711000	ENEL Distribuzione S.p.A.	-	Consejero
D. Luigi Ferraris	05617841001	ENEL Produzione S.p.A.	-	Consejero
D. Luigi Ferraris	8096.41.513	ENEL Investment Holding	-	Consejero
D. Luigi Ferraris	94.271.000-3	Enersis, S.A.	-	Consejero
D. Gianluca Comin	00811720580	ENEL, S.p.A.	0,00015	D. de Relaciones
				Externas
D. Gianluca Comin	06377691008	ENEL Servizi S.r.l.	-	Consejero Delegado
D. Gianluca Comin	N9022122G	ENEL Green Power, S.p.A	0,00040	-
D. Salvador Montejo Velilla	B85721025	ENEL Energy Europe, S.r.l.	-	Secretario no Consejero

A 31 de Diciembre de 2012
Nombre del Consejero	NIF o CIF de la Sociedad Objeto	Denominación de la Sociedad Objeto	% Participac ión	Cargos
D. Borja Prado Eulate	B85721025	ENEL Energy Europe, S.L.U.	-	Consejero
D. Borja Prado Eulate	N9022122G	ENEL Green Power, S.p.A.	0,00065	-
D. Fulvio Conti	00811720580	ENEL, S.p.A.	0,00609	Consejero Delegado y Director General
D. Fulvio Conti	B85721025	ENEL Energy Europe, S.L.U.	-	Presidente
D. Fulvio Conti	N9022122G	ENEL Green Power, S.p.A.	0,00313 8	-
D. Andrea Brentan	94.271.000-3	Enersis, S.A.	-	Vicepresidente
D. Andrea Brentan	B85721025	ENEL Energy Europe, S.L.U.	-	Consejero Delegado
D. Andrea Brentan	N9022122G	ENEL Green Power, S.p.A.	-	Consejero
D. Andrea Brentan	8096.41.513	ENEL Investment Holding, B.V.	-	Consejero
D. Andrea Brentan	00811720580	ENEL, S.p.A.	-	Director de Iberia y América Latina
D. Massimo Cioffi	00811720580	ENEL, S.p.A.	0,00000 6	Director de Recursos Humanos y Organización
D. Luigi Ferraris	00811720580	ENEL, S.p.A.	0,00031	CFO
D. Luigi Ferraris	N9022122G	ENEL Green Power, S.p.A.	0,00084	Presidente
D. Luigi Ferraris	06152631005	ENEL Factor, S.p.A.	-	Presidente
D. Luigi Ferraris	06377691008	ENEL Servizi, S.r.l.	-	Presidente
D. Luigi Ferraris	05779711000	ENEL Distribuzione, S.p.A.	-	Consejero
D. Luigi Ferraris	05617841001	ENEL Produzione, S.p.A.	-	Consejero
D. Luigi Ferraris	8096.41.513	ENEL Investment Holding, B.V.	-	Consejero
D. Gianluca Comin	00811720580	ENEL, S.p.A.	0,00015	Director de Relaciones Externas
D. Gianluca Comin	N9022122G	ENEL Green Power, S.p.A.	0,00040	-
D. Salvador Montejo Velilla	B85721025	ENEL Energy Europe, S.r.l.	-	Secretario del Consejo

Durante el ejercicio 2013 se han dado en los Administradores situaciones de conflicto de interés. Los Consejeros afectados por esta situación de conflicto, se han ausentado de las correspondientes sesiones, evitando la posible adopción de decisiones, por parte del Consejo de Administración, contrarias al interés social de ENDESA, S.A.

Diversidad de género: El Consejo de Administración de ENDESA, S.A., a 31 de diciembre de 2013, está integrado por nueve consejeros, no teniendo presencia en el mismo ninguna mujer. A 31 de diciembre de 2012, tampoco había presencia de mujeres en el Consejo de Administración.

17.3.5. Planes de retribución vinculados a la cotización de la acción.

ENDESA, S.A. no ha establecido, hasta la fecha, plan alguno de retribuciones vinculadas a la cotización de la acción de ENDESA, S.A. o "stock option", de forma que ni los miembros del Consejo de Administración, ni los Altos Directivos han percibido retribuciones por tal concepto.

17.3.6. Planes de retribución a largo plazo.

En el año 2010 se estableció en ENDESA un sistema de retribución a largo plazo denominado Plan de Fidelización, que tiene como finalidad fortalecer el compromiso de los empleados que ocupan posiciones de mayor responsabilidad en la consecución de los objetivos estratégicos del Grupo. El Plan está estructurado a través de programas trienales sucesivos, que se inician cada año desde el pasado 1 de enero de 2010.

A la fecha se encuentran en funcionamiento los programas correspondientes al período 2011-2013, 2012-2014 y 2013-2015.

El 31 de diciembre de 2013 finalizó el devengo del programa 2011-2013, cuya liquidación definitiva se producirá en el período 2014-2017 en función de la opción de cobro a ejercer por los participes.

Los Programas consisten en el derecho a la percepción de un incentivo a largo plazo, en función del grado de cumplimiento de objetivos de carácter económico: Resultado Bruto de Explotación Consolidado (EBITDA) de ENDESA y ENEL, Resultado del Ejercicio Consolidado de la Sociedad Dominante de ENDESA y ENEL, ROACE (Resultado de Explotación (EBIT) / (Activo Inmovilizado + Capital Circulante Neto – Provisiones)) de ENDESA y ENEL y Beneficio por Acción (Resultado Neto / Nº de Acciones) de ENEL.

17.3.7. Otras consideraciones.

El Consejo de Administración ha acordado la reducción de la retribución de los Consejeros, en el ejercicio 2014, en los siguientes términos:

• Se disminuye en un 25% la cuantía de la Asignación fija mensual que pasa de 20.856,75 euros a 15.642,56 euros.
• Se disminuye en un 25%, la cuantía de la dieta por asistencia para cada consejero que pasa de 2.003,37 euros a 1.502,53 euros.

18. Otra información.

18.1. Personal.

El número medio de empleados de la Sociedad durante los ejercicios 2013 y 2012, expresado por categorías ha sido el siguiente:

Número de Empleados
	2013			2012
	Hombres	Mujeres	Total	Hombres	Mujeres	Total
Directivos	162	30	192	169	29	198
Titulados	536	412	948	548	405	953
Mandos Intermedios	157	268	425	163	273	436
Operarios	36	63	99	37	67	104
Total	891	773	1.664	917	774	1.691

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, la distribución de la plantilla final por categorías y sexos, es la siguiente:

Número de Empleados

	31 de Diciembre de 2013			31 de Diciembre de 2012
	Hombres	Mujeres	Total	Hombres	Mujeres	Total
Consejeros
Directivos	157	30	187	169	29	198
Titulados	531	414	945	548	406	954
Mandos Intermedios	152	266	418	163	273	436
Operarios	34	61	95	37	67	104
Total	874	771	1.645	917	775	1.692

18.2. Retribución a los auditores.

A continuación se detallan los honorarios relativos a los servicios prestados durante los ejercicios 2013 y 2012 por los auditores de las Cuentas Anuales de la Sociedad y de las Cuentas Anuales Consolidadas de la Sociedad y Sociedades Dependientes:

Miles de Euros

	2013	2012
	Ernst &	Ernst &
	Young, S.L.	Young, S.L.
Auditoría de Cuentas Anuales	2.069	1.666
Otras Auditorías Distintas de las Cuentas Anuales y Otros Servicios Relacionados con las Auditorías	603	245
TOTAL	2.672	1.911

El importe indicado en el cuadro anterior incluye la totalidad de los honorarios relativos a los servicios realizados durante los ejercicios 2013 y 2012, con independencia del momento de su facturación.

18.3. Seguros.

La Sociedad tiene formalizadas pólizas de seguros para cubrir los posibles riesgos de la empresa matriz y filiales en las que tiene una participación igual o superior al 50%, cubriendo los daños propios que pueden sufrir los diversos elementos del inmovilizado material de estas empresas, con límites y coberturas adecuadas a los tipos de riesgo y países en los que opera.

Asimismo se cubren las posibles reclamaciones de terceros que se le puedan presentar por el ejercicio de su actividad.

18.4. Información sobre los aplazamientos de pago efectuados a proveedores y acreedores.

A continuación se incluye la información relativa al grado de cumplimiento por la Sociedad de los plazos establecidos, para el pago a proveedores por la Ley 15/2010, de 5 de julio durante los ejercicios 2013 y 2012:

Millones de Euros

	Pagos Realizados y Pendientes de Pago
	31 de Diciembre de 2013		31 de Diciembre de 2012
	Importe	%	Importe	%
Dentro del Plazo Máximo Legal	2.646	98	2.347	98
Resto	55	2	60	2
Total Pagos del Ejercicio	2.701	100	2.407	100
Plazo Medio Ponderado Excedido (Días) de Pagos	8		7
Aplazamientos que a la Fecha de Cierre Sobrepasan el Plazo Máximo Legal	3		1

19. Información sobre actividades medioambientales.

En el ejercicio 2013 la Sociedad ha incurrido en gastos cuya finalidad principal es la minimización del impacto medioambiental por importe de 7 millones de euros, aunque no ha adquirido ni dispone de ningún activo destinado a dicho fin ni ha recibido subvención alguna para ello. En el ejercicio 2012 se incurrieron en gastos por importe de 8 millones de euros aunque no se adquirieron ni tampoco se disponía de activos de esta naturaleza.

Asimismo, los Administradores de la misma entienden que a la fecha de cierre del ejercicio no existe ningún gasto probable o cierto en relación a estos riesgos que debiera estar provisionado a la citada fecha por este concepto.

20. Hechos posteriores al cierre.

No se han producido hechos significativos posteriores entre el 31 de diciembre de 2013 y la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales.

Las Cuentas Anuales (Balance de Situación, Cuenta de Pérdidas y Ganancias, Estado de cambios en el Patrimonio Neto: Estado de Ingresos y Gastos Reconocidos, Estado Total de cambios en el Patrimonio Neto, Estado de Flujos de Efectivo y Memoria) correspondientes al ejercicio anual terminado el 31 de diciembre de 2013 de ENDESA, Sociedad Anónima, que se contienen en el presente documento, han sido formuladas por el Consejo de Administración de la Sociedad ENDESA, Sociedad Anónima en sesión de 24 de febrero de 2014 y se firman, a continuación, de conformidad por todos los Administradores, en cumplimiento del Artículo 253 de la Ley de Sociedades de Capital.

D. Borja Prado Eulate Presidente	D. Fulvio Conti Vicepresidente
D. Andrea Brentan	D. Luigi Ferraris
Consejero Delegado	Vocal
D. Massimo Cioffi	D. Gianluca Comin
Vocal	Vocal
D. Alejandro Echevarría Busquet	D. Miguel Roca Junyent
Vocal	Vocal
D. Salvador Montejo Velilla
Vocal

ENDESA, S.A.

Informe de Gestión correspondiente al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2013

ENDESA, S.A.

INFORME DE GESTION CORRESPONDIENTE AL EJERCICIO ANUAL TERMINADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2013

Índice

1. Evolución de los Negocios 3
2. Principales Operaciones Financieras 3
3. Acontecimientos Posteriores al Cierre 4
4. Evolución Previsible 4
5. Principales Riesgos Asociados a la Actividad de ENDESA 4
6. Política de Gestión de Riesgos 13
7. Recursos Humanos 13
8. Acciones Propias 13
9. Protección del Medio Ambiente14
10. Actividades en Materia de Investigación y Desarrollo14
11. Informe Anual de Gobierno Corporativo requerido por el Artículo 538 del Real Decreto Legislativo 1/2010, de 2 de julio, por el que se aprueba el Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital 14
ANEXO I. Informe Anual de Gobierno Corporativo 15

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ENDESA, S.A.

INFORME DE GESTIÓN CORRESPONDIENTE AL EJERCICIO ANUAL TERMINADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2013

1. Evolución de los negocios.

ENDESA, S.A. (en adelante, "ENDESA" o la "Sociedad") es una sociedad holding, por lo que sus ingresos vienen determinados fundamentalmente por los dividendos de sus filiales y sus gastos por el coste de las deudas que mantiene. Adicionalmente, en función de las variaciones de valor de sus filiales, pueden producirse dotaciones y reversiones de provisiones por la cartera de participaciones.

El importe neto de la cifra de negocios en el ejercicio 2013 ha ascendido a 2.561 millones de euros como consecuencia de unos ingresos por dividendos por importe de 2.241 millones de euros procedentes de Empresas del Grupo y Asociadas, y por los ingresos por la prestación de servicios a las empresas dependientes de ENDESA por importe de 320 millones de euros.

El total de ingresos de explotación ha ascendido a 2.583 millones de euros, frente a unos gastos de explotación de 387 millones de euros, lo que ha dado lugar a un resultado de explotación positivo de 2.196 millones de euros.

El resultado financiero ha sido negativo en 300 millones de euros. Este resultado incluye, fundamentalmente, ingresos financieros por 48 millones de euros por los préstamos concedidos, entre los que destaca la financiación del déficit de ingresos de las actividades reguladas del Sistema Eléctrico español, y gastos financieros por 362 millones de euros generados por la deuda financiera.

El resultado antes de impuestos ha ascendido a 1.896 millones de euros positivos y el impuesto sobre sociedades devengado ha supuesto un ingreso de 39 millones de euros. El impuesto sobre sociedades supone un ingreso ya que los dividendos recibidos de Empresas del Grupo, que constituyen la fuente principal de ingresos de la Sociedad, no tributan al haber tributado ya los resultados generados de estas sociedades, que se encuentran integrados en la declaración consolidada del Impuesto sobre Sociedades del Grupo, cuya sociedad cabecera es ENEL Energy Europe, S.L.U.

Con todo ello, el resultado neto positivo obtenido en el ejercicio 2013 ha ascendido a 1.935 millones de euros.

2. Principales operaciones financieras.

Dentro de las operaciones realizadas en el año cabe destacar el desembolso de operaciones financieras con el Banco Europeo de Inversiones a quince años de plazo por importe de 150 millones de euros.

3. Acontecimientos posteriores al cierre.

No se han producido otros hechos significativos posteriores entre el 31 de diciembre de 2013 y la fecha de formulación de este Informe de Gestión.

4. Evolución previsible.

Los resultados de ENDESA de los ejercicios futuros vendrán determinados, fundamentalmente, por los dividendos que perciba de las filiales, los cuales dependerán básicamente de la evolución de los resultados de las mismas.

Los Administradores de la Sociedad consideran que la política de dividendos que se establezca para las sociedades filiales, será suficiente para cubrir los costes, tanto operativos como financieros, de la Sociedad.

5. Principales riesgos asociados a la actividad de ENDESA.

ENDESA, S.A. como sociedad cabecera de su Grupo de empresas, está expuesta a la totalidad de los riesgos a los que lo está el Grupo de empresas del que es Sociedad Dominante, ya que cualquier riesgo que pueda materializarse en una filial tendrá un efecto sobre ENDESA, S.A. a través de la valoración de su cartera de participaciones y la retribución de dividendos de las mismas.

La actividad de las Sociedades Dependientes de ENDESA, S.A. (también denominado genéricamente ENDESA en este apartado), se lleva a cabo en un entorno en el que existen factores exógenos que pueden influir en la evolución de sus operaciones y de sus resultados económicos.

Los principales riesgos que pueden afectar a las operaciones de ENDESA, son los siguientes:

5.1. Riesgos relacionados con la actividad y el sector.

Las actividades de ENDESA están sujetas a un amplio conjunto de normas gubernamentales y los cambios que se introduzcan en ellas podrían afectar negativamente a las actividades, situación económica y resultado de las operaciones

Las actividades de ENDESA están sujetas a un amplio conjunto de normas gubernamentales y los cambios que se introduzcan en ellas podrían afectar negativamente a las actividades, situación económica y resultado de las operaciones.

Las filiales operativas de ENDESA están sujetas a una amplia normativa sobre las tarifas y otros aspectos de sus actividades en España y en cada uno de los países en los que actúan. Si bien ENDESA cumple sustancialmente con todas las leyes y normas vigentes, ENDESA está sujeto a un complejo entramado de leyes y normas que tanto los organismos públicos como privados tratarán de aplicar. La introducción de nuevas leyes o normas o modificaciones a las leyes o normas vigentes podrían afectar negativamente a las actividades, situación económica y resultados de las operaciones.

Estas nuevas leyes o normas en ocasiones modifican aspectos de la regulación que pueden afectar a derechos existentes, lo que, en su caso, podría tener efectos adversos sobre las cuentas futuras de ENDESA.

En la Nota 7.2.2 de la Memoria de Cuentas Anuales de ENDESA, S.A. se expone la regulación de la Sociedad.

Las actividades de ENDESA están sujetas a una amplia reglamentación medioambiental y las modificaciones que se introduzcan en ella podrían afectar negativamente a las actividades, a la situación económica y al resultado de las operaciones

ENDESA y sus filiales operativas están sujetas a la normativa medioambiental, que, entre otras cosas, exige la realización de estudios de impacto medioambiental para los proyectos futuros, la obtención de licencias, permisos y otras autorizaciones preceptivas y el cumplimiento de todos los requisitos previstos en tales licencias, permisos y normas. Al igual que ocurre con cualquier empresa regulada, ENDESA no puede garantizar que:

• Las autoridades públicas vayan a aprobar tales estudios de impacto medioambiental;
• La oposición pública no derive en retrasos o modificaciones de cualquier proyecto propuesto;
• Las leyes o normas no se modificarán ni interpretarán de forma tal que aumenten los gastos de cumplimiento o se vean afectadas las operaciones, plantas o planes para las empresas en las que ENDESA ha intervenido.

En los últimos años se han endurecido determinados requisitos legales sobre medio ambiente en los mercados en los que ENDESA opera. Aunque ENDESA ha realizado las inversiones oportunas para observar tales requisitos, su aplicación y evolución futura podrían afectar negativamente a las actividades, situación económica y resultado de las operaciones. Los resultados de las operaciones también podrían quedar afectados bien por el precio de los derechos de emisión bien por la insuficiencia de éstos en el mercado.

Una cantidad considerable de la energía que ENDESA produce en determinados mercados está sujeta a fuerzas de mercado que pueden afectar al precio y a la cantidad de energía que ENDESA vende

ENDESA está expuesta a los riesgos de precio de mercado y de disponibilidad para la compra del combustible (incluidos fuel-gas, carbón y gas natural) empleado para generar electricidad y la venta de una parte de la electricidad que genera. ENDESA ha suscrito contratos de suministro a largo plazo al objeto de garantizar un suministro seguro de combustible para las actividades de generación de energía en España. ENDESA tiene firmados ciertos contratos de suministro de gas natural que incluyen cláusulas "take or pay". Estos contratos se han establecido considerando unas hipótesis razonables de las necesidades futuras. Desviaciones muy significativas de las hipótesis contempladas podrían llegar a suponer el tener que realizar compras de combustibles superiores a las necesarias.

La exposición a estos riesgos se gestiona en el largo plazo mediante la diversificación de contratos, la gestión de la cartera de aprovisionamientos mediante la referencia a índices que representan una evolución similar o comparable a la de los precios finales de electricidad (generación) o de venta (comercialización), y a través de cláusulas contractuales de renegociación periódica, que tienen como objeto mantener el equilibrio económico de los aprovisionamientos. En el corto y medio plazo, las fluctuaciones de los precios de aprovisionamientos se gestionan mediante operaciones de cobertura específicas, generalmente por medio de derivados. A pesar de que ENDESA realiza una gestión activa de estos riesgos, no se puede garantizar que tal gestión eliminará todos los riesgos de precio de mercado relativos a las necesidades de combustible.

La actividad de ENDESA puede resultar afectada por las condiciones hidrológicas y climáticas

Las operaciones de ENDESA incluyen la generación hidroeléctrica y, por tanto, depende de las condiciones hidrológicas que existan en cada momento en las amplias zonas geográficas donde se ubican las instalaciones de ENDESA de generación hidroeléctrica. Si las condiciones hidrológicas producen sequías u otras condiciones que influyan negativamente en la actividad de generación hidroeléctrica, los resultados podrían verse adversamente afectados. A su vez, el negocio eléctrico se ve afectado por las condiciones atmosféricas tales como las temperaturas medias que condicionan el consumo. Dependiendo de cuáles sean las condiciones climáticas se pueden producir diferencias en el margen que se obtiene por el negocio.

La construcción de nuevas instalaciones puede verse negativamente afectada por factores generalmente asociados con este tipo de proyectos

La construcción de instalaciones de generación, transporte y distribución de energía puede exigir mucho tiempo y ser bastante complicada.

Ello supone que dichas inversiones tienen que planificarse con mucha antelación respecto de la fecha prevista de puesta en funcionamiento, por lo que posibles cambios en las condiciones de mercado pueden suponer la necesidad de adaptar estas decisiones a esas nuevas condiciones lo que puede implicar costes adicionales no planificados.

Por otra parte, en relación con el desarrollo de dichas instalaciones, generalmente ENDESA debe obtener permisos y autorizaciones de los Gobiernos, adquirir terrenos o firmar contratos de arrendamiento, suscribir contratos de abastecimiento de equipos y construcción, de explotación y mantenimiento, de suministro de combustible y de transporte, acuerdos de consumo y financiación suficiente de patrimonio y deuda. Entre los factores que pueden influir en la capacidad para construir nuevas instalaciones cabe citar, entre otros:

• Demoras en la obtención de aprobaciones normativas, incluidos los permisos medioambientales.
• Reducciones o variaciones en el precio de los equipos, materiales o mano de obra.
• Oposición de Grupos políticos o étnicos.
• Cambios adversos en el entorno político y normativo en los países donde opera.
• Condiciones meteorológicas adversas que pueden retrasar la finalización de plantas o subestaciones de energía, o catástrofes naturales, accidentes y demás sucesos imprevistos.
• Cumplimiento adecuado por los proveedores de los contratos firmados.
• La incapacidad para obtener financiación a los tipos que son satisfactorios para ENDESA.

Cualquiera de estos factores puede provocar demoras en la finalización o inicio de las operaciones de los proyectos de construcción y puede incrementar el coste de los proyectos previstos. Si ENDESA no es capaz de completar los proyectos previstos, los costes derivados de los mismos podrían no ser recuperables.

ENDESA podría incurrir en responsabilidad medioambiental, penal o de otro tipo en relación con sus operaciones

ENDESA se enfrenta a riesgos medioambientales inherentes a las operaciones incluidos los derivados de la gestión de residuos, vertidos y emisiones de las unidades de producción eléctrica, particularmente las centrales nucleares. Así pues, ENDESA puede ser objeto de reclamaciones por daños medioambientales o de otro tipo en relación con las instalaciones de generación, transmisión y distribución de energía, así como con las actividades de extracción de carbón.

Asimismo, ENDESA está sujeta a riesgos derivados de la explotación de centrales nucleares y del almacenamiento y manipulación de materiales de escaso nivel de radioactividad. La legislación y los reglamentos españoles limitan la responsabilidad de los operadores de centrales nucleares en caso de accidente. Dichos límites son coherentes con los tratados internacionales ratificados por España. La legislación española dispone que el operador de las instalaciones nucleares sea responsable por un máximo de 700 millones de euros como resultado de las reclamaciones relativas a un único accidente nuclear. La posible responsabilidad de ENDESA en relación con su participación en centrales nucleares queda totalmente cubierta por el seguro de responsabilidad de hasta 700 millones de euros. Además, las centrales nucleares disponen de un seguro de daños propios incluyendo los producidos a las existencias de combustible así como los originados por avería de maquinaria con un límite de cobertura de 1.000 millones de euros cada central.

La posible responsabilidad de ENDESA en relación con la contaminación u otros daños a terceros o sus bienes se ha asegurado similarmente en hasta 200 millones de euros. No obstante lo anterior, con fecha 28 de mayo de 2011 se publicó la Ley 12/2011, de 27 de mayo, sobre responsabilidad civil por daños nucleares o producidos por materiales radiactivos que eleva la responsabilidad del operador a 1.200 millones de euros permitiendo al operador garantizar tal responsabilidad por varios medios. Esta norma entrará en vigor cuando, a su vez, lo sean el Protocolo de 12 de febrero de 2004 por el que se modifica el Convenio de responsabilidad Civil por daños Nucleares (Convenio de París) y el Protocolo de 12 de febrero de 2004, por el que se modifica el Convenio complementario del anterior (Convenio de Bruselas). Si ENDESA fuera demandada por daños al medio ambiente o de otro tipo en relación con sus operaciones (salvo las centrales nucleares) por sumas superiores a la cobertura de su seguro, su actividad, situación financiera o el resultado de las operaciones podrían resultar adversamente afectados.

Adicionalmente, tras la entrada en vigor de Ley Orgánica 5/2010, de 22 de junio, por la que se modifica la Ley Orgánica 10/1995, de 23 de noviembre, del Código Penal, las personas jurídicas pasan a ser penalmente responsables de determinados delitos cometidos por sus administradores, directivos o empleados en el ejercicio de sus cargos respectivos. En este sentido, ENDESA se ha dotado de un sistema de control destinado a prevenir la comisión de delitos en el seno de la empresa o mitigar sus consecuencias.

La liberalización del sector eléctrico en la Unión Europea podría provocar una mayor competencia y un descenso de los precios

La liberalización del sector de la electricidad en la Unión Europea ha provocado una mayor competencia como resultado de la consolidación y la entrada de nuevos participantes en los mercados comunitarios de la electricidad, incluido el español. La liberalización del sector de la electricidad en la Unión Europea ha provocado asimismo una reducción en el precio de la electricidad en algunos segmentos del mercado como resultado de la entrada de nuevos competidores y proveedores extranjeros de energía, así como el establecimiento de bolsas europeas de electricidad, que desencadenó una mayor liquidez en los mercados de la electricidad. Esta liberalización del mercado eléctrico conlleva que diversas áreas de negocio de ENDESA se desarrollen en un entorno incrementalmente competitivo. Si ENDESA no pudiese adaptarse y gestionar adecuadamente este mercado competitivo, su actividad, situación financiera o el resultado de las operaciones podrían resultar adversamente afectados.

5.2. Riesgos relacionados con los países en los que ENDESA opera.

Las sociedades de ENDESA están expuestas a una serie de riesgos tanto económicos como políticos

Las operaciones de ENDESA se ven expuestas a diversos riesgos inherentes a la inversión y realización de trabajos en los distintos países en que ENDESA opera, incluidos los riesgos relacionados con los siguientes aspectos:

• Cambios en las normativas y políticas administrativas de los gobiernos.
• Imposición de restricciones monetarias y otras restricciones al movimiento de capitales.
• Cambios en el entorno mercantil o político.
• Crisis económicas, inestabilidad política y disturbios sociales que afecten a las operaciones.
• Expropiación pública de activos.
• Fluctuaciones de los tipos de interés y de los tipos de cambio de divisas.

Además, los ingresos derivados de las filiales, su valor de mercado y los dividendos recaudados de tales filiales están expuestos a los riesgos propios de los países en que operan, que pueden afectar negativamente a la demanda, el consumo y los tipos de cambio de divisas.

ENDESA no puede predecir la forma en que afectaría cualquier empeoramiento futuro de la situación política o económica de los países en los que opera, o cualquier otro cambio en la legislación o normativa en dichos países, incluida toda modificación de la legislación vigente o de cualquier otro marco regulador, a sus filiales o sus actividades, situación económica o resultados de sus operaciones.

5.3. Riesgos operacionales.

La actividad de ENDESA se puede ver afectada por fallos humanos o tecnológicos

Durante la operación de todas las actividades de ENDESA se pueden producir pérdidas directas o indirectas ocasionadas por procesos internos inadecuados, fallos tecnológicos, errores humanos o como consecuencia de ciertos sucesos externos. El control y gestión de estos riesgos, y especialmente de aquellos que afectan a las operaciones de las instalaciones de generación y distribución, están basados en una adecuada formación y capacitación del personal y en la existencia de procedimientos de operaciones, planes de mantenimiento preventivo y programas específicos, soportados por sistemas de gestión de la calidad, que permiten minimizar la posibilidad de ocurrencia y el impacto de los mismos.

ENDESA tiene suscritas pólizas de seguros cuya cobertura mitigaría, en su caso, el impacto económico negativo que pudiese tener sobre ENDESA la materialización de este tipo de riesgos.

Este tipo de riesgos puede afectar a la fiabilidad de la información financiera preparada por ENDESA. Con el fin de controlar adecuadamente estos riesgos, ENDESA tiene implantado un Sistema de Control Interno de la Información Financiera (SCIIF).

Como Anexo I de este Informe de Gestión se adjunta el Informe Anual de Gobierno Corporativo, que incluye un informe sobre el SCIIF de ENDESA elaborado siguiendo el Proyecto de Circular de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), sobre el cual los Auditores de Cuentas de ENDESA han emitido un informe de revisión de acuerdo con la guía de actuación profesional establecida por las corporaciones.

5.4. Riesgos financieros.

Los resultados económicos de ENDESA pueden verse afectados por determinados riesgos de mercado

ENDESA está expuesta a distintos tipos de riesgos de mercado en el desarrollo habitual de su actividad, incluido el impacto de los cambios en los tipos de interés, el precio de "commodities" y las fluctuaciones del tipo de cambio de las divisas extranjeras, por lo que realiza una gestión activa de estos riesgos para evitar que tengan un impacto significativo en los resultados.

Riesgo de tipo de interés.

Las variaciones de los tipos de interés modifican el valor razonable de aquellos activos y pasivos que devengan un tipo de interés fijo así como los flujos futuros de los activos y pasivos referenciados a un tipo de interés variable.

El objetivo de la gestión del riesgo de tipo de interés es alcanzar un equilibrio en la estructura de la deuda que permita minimizar el coste de la deuda en el horizonte plurianual con una volatilidad reducida en la cuenta de resultados.

Dependiendo de las estimaciones de ENDESA y de los objetivos de la estructura de la deuda, se realizan operaciones de cobertura mediante la contratación de derivados que mitiguen estos riesgos.

La exposición a las fluctuaciones de los tipos de interés se controla mediante el seguimiento de límites de riesgo que reflejan la predisposición al riesgo y la estructura de la deuda definidas por los Comités de Riesgos de Iberia y Latinoamérica.

En la Nota 11.1 de la Memoria de Cuentas Anuales de ENDESA, S.A. se exponen los activos y pasivos financieros clasificados por su tipo de interés.

Riesgo de tipo de cambio.

Los riesgos de tipo de cambio se corresponden, fundamentalmente, con las siguientes transacciones:

• Deuda denominada en moneda extranjera contratada por sociedades del Grupo y asociadas.
• Pagos a realizar en mercados internacionales por adquisición de materias energéticas.
• Ingresos y gastos de las filiales latinoamericanas en la moneda funcional de cada sociedad, y, en determinados casos, referenciados a la evolución del dólar estadounidense.

Adicionalmente, los activos netos provenientes de las inversiones netas realizadas en sociedades extranjeras cuya moneda funcional es distinta del euro están sujetos al riesgo de fluctuación del tipo de cambio en la conversión de los estados financieros de dichas sociedades en el proceso de consolidación.

Con el objetivo de mitigar el riesgo de tipo de cambio, ENDESA contrata derivados y deuda en dólares estadounidenses destinados a cubrir ingresos referenciados al dólar estadounidense. Adicionalmente, ENDESA también trata de que se produzca un equilibrio entre los cobros y pagos de efectivo de sus activos y pasivos denominados en moneda extranjera. Sin embargo, las estrategias de gestión del riesgo pueden no ser plenamente eficaces a la hora de limitar la exposición a cambios en los tipos de interés y los tipos de cambio de divisas extranjeras, lo que podría afectar adversamente a la situación financiera y a los resultados.

La exposición a las fluctuaciones de los tipos de cambio se controla mediante el seguimiento de límites de riesgo que reflejan la predisposición al riesgo y la estructura de la deuda definidas por los Comités de Riesgos de Iberia y Latinoamérica.

La información relativa al riesgo de tipo de cambio se expone en la Nota 11.2 de la Memoria de Cuentas Anuales de ENDESA, S.A.

Riesgo de precio de instrumentos financieros.

ENDESA se encuentra expuesta al riesgo de precio por sus inversiones en instrumentos financieros, fundamentalmente por las variaciones de tipos de interés y tipos de cambio y las variaciones en las cotizaciones de algunos instrumentos financieros en los mercados.

Este riesgo se gestiona mediante la identificación de inversiones que permitan optimizar la rentabilidad por el pago de intereses o dividendos y en la diferencia de precios de venta y compra.

La exposición a las fluctuaciones de precio de instrumentos financieros se controla mediante el seguimiento de límites de riesgo definidos por los Comités de Riesgos de Iberia y Latinoamérica, establecidos sobre una variación máxima del valor de mercado de estos instrumentos.

La información relativa a la medición del riesgo se expone en la Nota 11.5 de la Memoria de Cuentas Anuales de ENDESA, S.A.

Riesgo de precio de "commodities".

ENDESA se encuentra expuesta al riesgo de la variación del precio de "commodities" energéticas, incluidos los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO2), "Certified Emissions Reductions" (CERs) y "Emission Reductions Unit" (ERUs), fundamentalmente a través de:

• Compras de materias primas energéticas en el proceso de generación de energía eléctrica.
• Las operaciones de compra-venta de energía que se realizan en mercados nacionales e internacionales.

Este riesgo se gestiona en el largo plazo mediante la diversificación de contratos, la gestión de la cartera de aprovisionamientos mediante la referencia a índices que representan una evolución similar o comparable a la de los precios finales de electricidad (generación) o de venta (comercialización), y a través de cláusulas contractuales de renegociación periódica que tienen como objetivo mantener el equilibrio económico de los aprovisionamientos. En el corto y medio plazo las fluctuaciones de los precios de las diferentes "commodities" se gestionan mediante operaciones de cobertura específicas, generalmente por medio de derivados.

La exposición a las fluctuaciones de los precios de las "commodities" se controla mediante el seguimiento de límites de riesgo que reflejan la predisposición al riesgo definida por los Comités de Riesgos de Iberia y Latinoamérica. Estos límites están basados en los resultados esperados en base a un intervalo de confianza al 95%.

Adicionalmente, se realizan análisis particulares, desde la perspectiva de riesgos, del impacto de determinadas operaciones consideradas como relevantes en el perfil de riesgos de ENDESA y en el cumplimiento de los límites fijados.

Riesgo de crédito.

Dada la coyuntura económica actual ENDESA viene realizando un seguimiento muy pormenorizado del riesgo de crédito.

En lo referente al riesgo de crédito correspondiente a las cuentas a cobrar por su actividad comercial, este riesgo es históricamente muy limitado dado el corto plazo de cobro a los clientes que no acumulan individualmente importes muy significativos antes de que pueda producirse la suspensión del suministro por impago, de acuerdo con la regulación correspondiente.

Con la actual coyuntura económica y financiera, ENDESA toma una serie de precauciones adicionales que incluyen, entre otras:

• Análisis del riesgo, evaluación y monitorización de la calidad crediticia de las contrapartes.
• Solicitud de garantías en los casos que así lo requieran.
• Petición de avales en contrataciones de nuevos clientes.
• Seguimiento exhaustivo de los saldos a cobrar de clientes.

Respecto del riesgo de crédito de los activos de carácter financiero, las políticas de gestión de riesgo que sigue ENDESA son las siguientes:

• Las colocaciones de tesorería se realizan con entidades de primer nivel en los mercados en que se opera.

• La contratación de derivados, así como el riesgo de crédito de operaciones de carácter financiero asociado a las "commodities" se realiza con entidades de elevada solvencia.

El control de riesgos de crédito de instrumentos financieros se realiza mediante el seguimiento de límites de riesgos definidos por los Comités de Riesgos de Iberia y Latinoamérica, que se establecen en términos de calidad crediticia y de exposición máxima de las contrapartes.

A pesar de que las medidas tomadas por ENDESA reducen de forma considerable la exposición al riesgo de crédito, el entorno económico existente no permite garantizar que ENDESA no pudiera incurrir en pérdidas como consecuencia del impago de importes a cobrar de carácter comercial o financiero.

La información relativa al riesgo de crédito se expone en la Nota 11.4 de la Memoria de de Cuentas Anuales de ENDESA, S.A.

Riesgo de liquidez.

ENDESA mantiene una política de liquidez consistente en la contratación de facilidades crediticias comprometidas tanto con entidades bancarias como con sociedades del Grupo ENEL e inversiones financieras por importe suficiente para soportar las necesidades previstas por un período que esté en función de la situación y expectativas de los mercados de deuda y de capitales.

La exposición al riesgo de liquidez se controla mediante el seguimiento de límites de riesgo definidos por los Comités de Riesgos de Iberia y Latinoamérica.

Sin embargo, no es posible asegurar que una situación prolongada de crisis de liquidez en los mercados, que impidiese el acceso de los emisores a los mercados de capitales, no pudiera tener en el futuro una incidencia negativa en la situación de liquidez de ENDESA.

La información relativa al riesgo de liquidez se expone en la Nota 11.3 de la Memoria de de Cuentas Anuales de ENDESA, S.A.

Concentración de clientes.

ENDESA está expuesta al riesgo de concentración de clientes en el desarrollo de su actividad comercial.

Este riesgo se gestiona y minimiza mediante una estrategia de negocio que cuenta con varios criterios de diversificación: geográfica (actividad comercial en diferentes países y territorios), tipología de clientes (grandes clientes industriales, empresas de tamaño medio y clientes de tipo residencial, tanto clientes privados como administraciones públicas), actividad económica de los clientes (actividad comercial con clientes de actúan en diferentes sectores) y tipología de productos comercializados (electricidad, gas natural y diferentes servicios de valor añadido).

Esta estrategia permite asegurar que las ventas a un cliente específico no representen un porcentaje significativo de los resultados económicos de ENDESA.

Este riesgo se controla mediante la monitorización periódica de las cuentas por cobrar de los clientes (deuda vencida y no vencida), tanto a nivel de cliente individual como por grupo de entidades bajo un control común.

5.5. Otros riesgos.

ENDESA es parte en procedimientos judiciales y arbitrajes que podrían afectar a ENDESA

ENDESA es parte en diversos procedimientos legales relacionados con su negocio, incluyendo contenciosos de naturaleza tributaria y regulatoria. También está siendo o puede ser objeto de inspecciones y comprobaciones de carácter tributario. En general, ENDESA está expuesto a reclamaciones de terceros en todos los orígenes jurisdiccionales (penal, civil, mercantil, social y contencioso-administrativo) y en arbitrajes nacionales e internacionales.

Si bien ENDESA estima que se han dotado las provisiones adecuadas a la vista de las contingencias legales a 31 de diciembre de 2013, no se puede asegurar que ENDESA tendrá éxito en todos los procedimientos ni que una decisión adversa no pueda afectar significativa y adversamente a su actividad, situación financiera o al resultado de sus operaciones. Tampoco puede asegurase que no puedan plantearse por terceros nuevas reclamaciones que tengan un efecto significativo adverso.

La información relativa a litigios y arbitrajes se expone en la Nota 9.3 de la Memoria de Cuentas Anuales de ENDESA, S.A.

6. Política de gestión de riesgos.

La información relativa a la política de gestión de riesgos se incluye en la Nota 11 de la Memoria de Cuentas Anuales de ENDESA, S.A.

7. Recursos Humanos.

A 31 de diciembre de 2013, la Sociedad contaba con un total de 1.645 empleados, lo que supone un descenso del 2,8% respecto al ejercicio anterior. La plantilla media de la Sociedad durante el año 2013 ha sido de 1.664 personas.

En cuanto a la composición de la plantilla por género, los hombres representan el 54% de la misma a 31 de diciembre de 2013 y las mujeres, el 46%.

8. Acciones propias.

A 31 de diciembre de 2013 la Sociedad no posee acciones propias, no habiéndose realizado operaciones durante el ejercicio 2013.

9. Protección del Medio Ambiente.

La información relativa a actividades medioambientales se incluye en la Nota 19 de la Memoria de Cuentas Anuales de ENDESA, S.A.

10. Actividades en materia de investigación y desarrollo.

La Sociedad no ha desarrollado directamente actividades en materia de Investigación y Desarrollo ya que son sus sociedades filiales las que las realizan dichas actividades.

11. Informe Anual de Gobierno Corporativo requerido por el artículo 538 del Real Decreto Legislativo 1/2010, de 2 de julio, por el que se aprueba el Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital.

Se incluye como Anexo a este Informe de Gestión, y formando parte integrante del mismo, el Informe Anual de Gobierno Corporativo del ejercicio 2013, tal y como requiere el artículo 538 del Real Decreto Legislativo 1/2010, de 2 de julio, por el que se aprueba el Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital.

24 de febrero de 2014

ANEXO I

Informe Anual de Gobierno Corporativo

MODELO ANEXO I

INFORME ANUAL DE GOBIERNO CORPORATIVO DE LAS SOCIEDADES ANÓNIMAS COTIZADAS

DATOS IDENTIFICATIVOS DEL EMISOR

FECHA FIN DEL EJERCICIO DE REFERENCIA

31/12/2013

C.I.F. A-28023430

Denominación Social: ENDESA, S.A.

Domicilio Social: C/ Ribera del Loira, nº 60. Madrid - CP 28042

INFORME ANUAL DE GOBIERNO CORPORATIVO DE LAS SOCIEDADES ANÓNIMAS COTIZADAS

A ESTRUCTURA DE LA PROPIEDAD

A.1 Complete el siguiente cuadro sobre el capital social de la sociedad:

Fecha de última modificación	Capital social (€)	Número de acciones	Número de derechos de voto
01/10/1999	1.270.502.540,40	1.058.752.117	1.058.752.117

Indique si existen distintas clases de acciones con diferentes derechos asociados:

No

A.2 Detalle los titulares directos e indirectos de participaciones significativas, de su sociedad a la fecha de cierre del ejercicio, excluidos los consejeros:

		Derechos de voto indirectos
Nombre o denominación social del accionista	Número de derechos de voto directos	Titular directo de la participación	Número de derechos de voto	% sobre el total de derechos de voto
Enel Energy Europe, S.R.L.	974.717.763			92,063
Enel, S.P.A.	0	Enel Energy Europe, S.R.L.	974.717.763	92,063

Indique los movimientos en la estructura accionarial más significativos acaecidos durante el ejercicio:

A.3 Complete los siguientes cuadros sobre los miembros del consejo de administración de la sociedad, que posean derechos de voto de las acciones de la sociedad:

	Número de derechos de voto directos	Derechos de voto indirectos
Nombre o denominación social del consejero		Titular directo de la participación	Número de derechos de voto	% sobre el total de derechos de voto
Don Borja Prado Eulate	4.889			0,000
Don Fulvio Conti	200			0,000
Don Andrea Brentan	100			0,000
Don Massimo Cioffi	100			0,000
Don Gianluca Comin	100			0,000
Don Alejandro Echevarría Busquet	200			0,000
Don Luigi Ferraris	100			0,000
Don Salvador Montejo Velilla	20			0,000
Don Miquel Roca Junyent	363			0,000

% total de derechos de voto en poder del consejo de administración	0,001

A.4 Indique, en su caso, las relaciones de índole familiar, comercial, contractual o societaria que existan entre los titulares de participaciones significativas, en la medida en que sean conocidas por la sociedad, salvo que sean escasamente relevantes o deriven del giro o tráfico comercial ordinario:

Nombre o denominación social relacionados	Tipo de relación	Breve descripción
Enel Energy Europe, S.R.L. y Enel, S.p.A.	Societaria	Enel, S.P.A. participa íntegramente a Enel Energy Europe, S.r.l.

A.5 Indique, en su caso, las relaciones de índole comercial, contractual o societaria que existan entre los titulares de participaciones significativas, y la sociedad y/o su grupo, salvo que sean escasamente relevantes o deriven del giro o tráfico comercial ordinario:

Nombre o denominación social relacionados	Tipo de relación	Breve descripción
Enel, S.p.A.	Societaria	Endesa Brasil, S.A. (filial del Grupo Endesa) y Enel Brasil Participaçoes Ltda (filial del Grupo Enel) participan en el capital social de las sociedades Enel Green Power Modelo I Eólica, S.A. y Enel Green Power Modelo II Eólica, S.A. con un 0,9756% y 99,0244% respectivamente.
Enel, S.p.A.	Societaria	Endesa, S.A. y Enel Investment Holding BV, participan en el capital social de Enel Insurance NV, al 50%. Asimismo Enel Insurance NV es propietaria del 100% del capital social de Compostilla RE. S.A.
Enel, S.p.A.	Societaria	Endesa Ingeniería, S.L.U. (filial del Grupo Endesa) y Enel Sole, S.r.L. (filial del Grupo Enel) participan al 50% en las siguientes UTE's: Mérida, Abarán y Rincón de la Victoria.
Enel, S.p.A.	Societaria	Endesa Generación, S.A.U. (filial del Grupo Endesa) y Enel S.p.A. participan en el capital social de Elcogas, S.A. con unas participaciones del 40,99% y del 4,32% respectivamente.
Enel, S.p.A.	Societaria	Endesa Generación, S.A.U. (filial del Grupo Endesa) y Enel Green Power International BV (filial del Grupo Enel), participan en el capital social de Enel Green Power España, S.L. con unas participaciones del 40% y 60% respectivamente.

A.6 Indique si han sido comunicados a la sociedad pactos parasociales que la afecten según lo establecido en los artículos 530 y 531 de la Ley de Sociedades de Capital. En su caso, descríbalos brevemente y relacione los accionistas vinculados por el pacto:

No

Indique si la sociedad conoce la existencia de acciones concertadas entre sus accionistas. En su caso, descríbalas brevemente:

No

En el caso de que durante el ejercicio se haya producido alguna modificación o ruptura de dichos pactos o acuerdos o acciones concertadas, indíquelo expresamente:

A.7 Indique si existe alguna persona física o jurídica que ejerza o pueda ejercer el control sobre la sociedad de acuerdo con el artículo 4 de la Ley del Mercado de Valores. En su caso, identifíquela:

Sí

Nombre o denominación social
Enel Energy Europe, S.R.L.

Observaciones

Enel, S.P.A. participa íntegramente a Enel Energy Europe.

A.8 Complete los siguientes cuadros sobre la autocartera de la sociedad:

A fecha de cierre del ejercicio:

Número de acciones directas	Número de acciones indirectas (*)	% total sobre capital social
0	0	0

(*) A través de:

Nombre o denominación social del titular directo de la participación	Número de acciones directas
Total:

Detalle las variaciones significativas, de acuerdo con lo dispuesto en el Real Decreto 1362/2007, realizadas durante el ejercicio:

Fecha de	Total de acciones	Total de acciones	% total sobre capital social
comunicación	directas adquiridas	indirectas adquiridas

A.9 Detalle las condiciones y plazo del mandato vigente de la junta de accionistas al consejo de administración para emitir, recomprar o transmitir acciones propias.

En la Junta General Ordinaria de Accionistas, celebrada el 21 de junio de 2010 se acuerda la autorización para que la Sociedad y sus filiales puedan adquirir acciones propias al amparo de lo dispuesto en el artículo 75 y en la disposición adicional primera de la Ley de Sociedades Anónimas.

• I. Revocar y dejar sin efecto, en la parte no utilizada, la autorización para la adquisición derivativa de acciones de la Sociedad, concedida por la Junta General Ordinaria de Accionistas celebrada el 30 de junio de 2009.
• II. Autorizar nuevamente la adquisición derivativa de acciones propias, así como los derechos de suscripción preferente de las mismas, de acuerdo con el artículo 75 de la Ley de Sociedades Anónimas, en las siguientes condiciones:
  • a) Las adquisiciones podrán realizarse por cualquiera de las modalidades legalmente admitidas, directamente por la propia ENDESA, S.A., por las Sociedades de su grupo, o por persona interpuesta, hasta la cifra máxima permitida por la Ley.
  • b) Las adquisiciones se realizarán a un precio por acción mínimo de su valor nominal y máximo equivalente a su valor de cotización más un 5% adicional.
  • c) La duración de la presente autorización será de 5 años.

La autorización incluye también la adquisición de acciones que, en su caso, hayan de ser entregadas directamente a los trabajadores y administradores de la Sociedad o sus filiales, o como consecuencia del ejercicio de derechos de opción de que aquéllos sean titulares.

A.10 Indique si existe cualquier restricción a la transmisibilidad de valores y/o cualquier restricción al derecho de voto. En particular, se comunicará la existencia de cualquier tipo de restricciones que puedan dificultar la toma de control de la sociedad mediante la adquisición de sus acciones en el mercado.

No

A.11 Indique si la junta general ha acordado adoptar medidas de neutralización frente a una oferta pública de adquisición en virtud de lo dispuesto en la Ley 6/2007.

No

En su caso, explique las medidas aprobadas y los términos en que se producirá la ineficiencia de las restricciones:

A.12 Indique si la sociedad ha emitido valores que no se negocian en un mercado regulado comunitario.

Sí

En su caso, indique las distintas clases de acciones y, para cada clase de acciones, los derechos y obligaciones que confiera.

El capital social de la sociedad es de 1.270.502.540,40 euros y está íntegramente suscrito y desembolsado.

El capital social está integrado por 1.058.752.117 acciones de 1,2 euros de valor nominal cada una, que están representadas por anotaciones en cuenta y pertenecen a una misma clase (acciones ordinarias).

Las 1.058.752.117 acciones que componen el capital social, representadas por medio de anotaciones en cuenta tienen la consideración de valores mobiliarios y se rigen por lo dispuesto en la normativa reguladora del mercado de valores.

Las acciones de Endesa, representadas por anotaciones en cuenta, se hallan inscritas en el Registro Central de IBERCLEAR, entidad encargada del registro contable de las acciones.

Las acciones de ENDESA, S.A. cotizan en las Bolsas españolas y en la Bolsa «Off shore» de Santiago de Chile.

B JUNTA GENERAL

B.1 Indique y, en su caso detalle, si existen diferencias con el régimen de mínimos previsto en la Ley de Sociedades de Capital (LSC) respecto al quórum de constitución de la junta general.

No

	% de quórum distinto al establecido en art. 193 LSC para supuestos generales	% de quórum distinto al establecido en art. 194 LSC para los supuestos especiales del art. 194 LSC
Quórum exigido en	0	0
1ª convocatoria
Quórum exigido en	0	0
2ª convocatoria

Descripción de las diferencias

B.2 Indique y, en su caso, detalle si existen diferencias con el régimen previsto en la Ley de Sociedades de Capital (LSC) para la adopción de acuerdos sociales:

Describa en qué se diferencia del régimen previsto en la LSC.

B.3 Indique las normas aplicables a la modificación de los estatutos de la sociedad. En particular, se comunicarán las mayorías previstas para la modificación de los estatutos, así como, en su caso, las normas previstas para la tutela de los derechos de los socios en la modificación de los estatutos.

Conforme al artículo 26 de los Estatutos Sociales, para que la Junta General Ordinaria o Extraordinaria pueda acordar válidamente la modificación de los Estatutos Sociales, será necesaria, en primera convocatoria, la concurrencia de accionistas presentes o representados que posean, al menos, el 50% del capital suscrito con derecho a voto. En segunda convocatoria, será suficiente la concurrencia del 25% de dicho capital.

Cuando concurran accionistas que representen menos del 50% del capital suscrito con derecho a voto, los acuerdos a que se refiere el apartado anterior sólo podrán adoptarse válidamente con el voto favorable de los dos tercios del capital, presente o representado, en la Junta.

B.4 Indique los datos de asistencia en las juntas generales celebradas en el ejercicio al que se refiere el presente informe y los del ejercicio anterior:

	Datos de asistencia
			% voto a distancia
Fecha junta general	% de presencia física	% en representación	Voto electrónico	Otros	Total
22/04/2013	92,070	1,293	0,000	0,029	93,39
22/06/2012	92,075	1,381	0,000	0,039	93,495

B.5 Indique si existe alguna restricción estatutaria que establezca un número mínimo de acciones necesarias para asistir a la junta general:

No

B.6 Indique si se ha acordado que determinadas decisiones que entrañen una modificación estructural de la sociedad ("filialización", compra-venta de activos operativos esenciales, operaciones equivalentes a la liquidación de la sociedad …) deben ser sometidas a la aprobación de la junta general de accionistas, aunque no lo exijan de forma expresa las Leyes Mercantiles.

B.7 Indique la dirección y modo de acceso a la página web de la sociedad a la información sobre gobierno corporativo y otra información sobre las juntas generales que deba ponerse a disposición de los accionistas a través de la página web de la Sociedad.

La dirección de la página web de la Sociedad es www.endesa.com. Desde la página principal del site se entra al contenido de Gobierno Corporativo por dos canales diferentes:

Directamente en la página principal aparece: Gobierno Corporativo. También se puede acceder a través de: Información para Accionistas e Inversores- Gobierno Corporativo.

Para acceder a la información sobre Juntas Generales, desde la convocatoria de Junta y hasta su celebración, existe una banner en la página principal, con acceso directo. Fuera del periodo de Junta se puede acceder por dos canales:

Gobierno Corporativo_ Juntas Generales

Información para Accionistas e Inversores_ Gobierno Corporativo_ Juntas Generales

C ESTRUCTURA DE LA ADMINISTRACIÓN DE LA SOCIEDAD

C.1 Consejo de administración

C.1.1 Número máximo y mínimo de consejeros previstos en los estatutos sociales:

Número máximo de consejeros	15
Número mínimo de consejeros	9

C.1.2 Complete el siguiente cuadro con los miembros del consejo:

Nombre o denominación social del consejero	Representante	Cargo en el consejo	Fecha primer nombramiento	Fecha último nombramiento	Procedimiento de elección
Don Borja Prado Eulate	—	Presidente	20/06/2007	09/05/2011	Votación en Junta de Accionistas
Don Fulvio Conti	—	Vicepresidente	25/06/2009	22/04/2013	Votación en Junta de Accionistas
Don Andrea Brentan	—	Consejero Delegado	18/10/2007	26/06/2012	Votación en Junta de Accionistas
Don Massimo Cioffi	—	Consejero	26/06/2012	26/06/2012	Votación en Junta de Accionistas
Don Gianluca Comin	—	Consejero	14/09/2009	22/04/2013	Votación en Junta de Accionistas

Don Alejandro Echevarría Busquet	—	Consejero	25/06/2009	22/04/2013	Votación en Junta de Accionistas
Don Luigi Ferraris	—	Consejero	18/10/2007	26/06/2012	Votación en Junta de Accionistas
Don Salvador Montejo Velilla	—	Secretario Consejero	26/06/2012	26/06/2012	Votación en Junta de Accionistas
Don Miquel Roca Junyent	—	Consejero	25/06/2009	22/04/2013	Votación en Junta de Accionistas

Número total de consejeros	9

Indique los ceses que se hayan producido en el consejo de administración durante el periodo sujeto a información:

Nombre o denominación social del	Condición del consejero en el	Fecha de
consejero	momento de cese	baja

C.1.3 Complete los siguientes cuadros sobre los miembros del consejo y su distinta condición:

Nombre o denominación del consejero	Comisión que ha informado su	Cargo en el organigrama de la
	nombramiento	sociedad
Don Borja Prado Eulate	Comisión de Nombramientos y Retribuciones	Presidente
Don Andrea Brentan	Comisión de Nombramientos y Retribuciones	Consejero Delegado
Don Salvador Montejo Velilla	Comisión de Nombramientos y Retribuciones	Secretario del Consejo de Administración

CONSEJEROS EJECUTIVOS

Número total de consejeros ejecutivos	3
% sobre el total del consejo	33,333

CONSEJEROS EXTERNOS DOMINICALES

Nombre o denominación del consejero	Comisión que ha informado su nombramiento	Nombre o denominación del accionista significativo a quien representa o que ha propuesto su nombramiento
Don Fulvio Conti	Comisión de Nombramientos y Retribuciones	Enel, S.p.A.

Don Gianluca Comin	Comisión de Nombramientos y Retribuciones	Enel, S.p.A.
Don Luigi Ferraris	Comisión de Nombramientos y Retribuciones	Enel, S.p.A.
Don Massimo Cioffi	Comisión de Nombramientos y Retribuciones	Enel, S.p.A.

Número total de consejeros dominicales	4
% sobre el total del consejo	44,444

CONSEJEROS EXTERNOS INDEPENDIENTES

Nombre o denominación del consejero	Perfil
Don Alejandro Echevarría Busquet	Licenciado en Ciencias Empresariales por la Universidad de Deusto, especializado Higher School. Ha recibido los Premios Jaume de Cordelles (ESADE), Mejor Empresario Vasco, Mejor Gestión Empresarial, y a los Valores de Empresa en Medios de Comunicación.
Don Miquel Roca Junyent	Licenciado en Derecho por la Universidad de Barcelona; Profesor de Derecho Constitucional en la Universidad Pompeu Fabra de Barcelona y Doctor Honoris Causa por las Universidades de Educación a Distancia de León, Girona y Cádiz.

Número total de consejeros	2
independientes
% total del consejo	22,222

Indique si algún consejero calificado como independiente percibe de la sociedad, o de su mismo grupo, cualquier cantidad o beneficio por un concepto distinto de la remuneración de consejero, o mantiene o ha mantenido, durante el último ejercicio, una relación de negocios con la sociedad o con cualquier sociedad de su grupo, ya sea en nombre propio o como accionista significativo, consejero o alto directivo de una entidad que mantenga o hubiera mantenido dicha relación.

En su caso, se incluirá una declaración motivada del consejo sobre las razones por las que considera que dicho consejero puede desempeñar sus funciones en calidad de consejero independiente.

Nombre o denominación social del consejero:

Don Miquel Roca Junyent

Descripción de la relación:

Contratación del Despacho Roca Junyent por la participada de Endesa, "Endesa Distribución Eléctrica".

Declaración motivada:

El Consejo de Endesa, S.A., entiende que D. Miquel Roca Junyent, desempeña sus funciones en calidad de Consejero independiente de Endesa, S.A. sin perjuicio de la relación contractual entre Endesa Distribución Eléctrica (empresa participada por Endesa, S.A.) y el Despacho Roca Junyent, al que se le ha encargado el asesoramiento jurídico de un asunto, atendiendo a:

• la contratación se aprobó con la intervención del Comité de Auditoría y Cumplimiento y del Consejo de Administración.

• la falta de relevancia de los honorarios.

• la prestación del servicio se produce en condiciones de mercado y después de un proceso de contratación en el que se solicitó oferta a diferentes Despachos.

• la contratación afectaba al Despacho Roca Junyent y no individualmente al Consejero.

• El Sr. Roca no participó en la toma de decisión y negociación de este contrato, ni por parte del Despacho, ni por parte de Endesa (no participó en el debate y aprobación del punto referido a la contratación de Despacho Roca Junyent en el Consejo de Administración de Endesa).

OTROS CONSEJEROS EXTERNOS

Nombre o denominación del	Comisión que ha informado o propuesto su
consejero	nombramiento

Número total de otros consejeros
externos
% total del consejo

Detalle los motivos por los que no se puedan considerar dominicales o independientes y sus vínculos, ya sea con la sociedad o sus directivos, ya sea con sus accionistas:

Nombre o		Sociedad, directivo o
denominación social	Motivos	accionista con el que
del consejero		mantiene el vínculo

Indique las variaciones que, en su caso, se hayan producido durante el periodo en la tipología de cada consejero:

Nombre o denominación social del consejero	Fecha del cambio	Condición anterior	Condición actual

C.1.4 Complete el siguiente cuadro con la información relativa al número de consejeras durante los últimos 4 ejercicios, así como el carácter de tales consejeras:

	Número de consejeras			% sobre el total de consejeros de cada tipología
	Ejercicio t	Ejercicio t-1	Ejercicio t-2	Ejercicio t-3	Ejercicio t	Ejercicio t-1	Ejercicio t-2	Ejercicio t-3
Ejecutiva	-	-	-	-	-	-	-	-
Dominical	-	-	-	-	-	-	-	-
Independiente	-	-	-	-	-	-	-	-
Otras Externas	-	-	-	-	-	-	-	-
Total:	0	0	0	0	0	0	0	0

C.1.5 Explique las medidas que, en su caso, se hubiesen adoptado para procurar incluir en el consejo de administración un número de mujeres que permita alcanzar una presencia equilibrada de mujeres y hombres.

Explicación de las medidas

No se han adoptado medidas específicas para incorporar mujeres al Consejo de Administración. No obstante, Endesa tiene aprobado para sus empleados, un Plan de Igualdad en el que reafirma su compromiso de velar por el principio de igualdad entre mujeres y hombres.

C.1.6 Explique las medidas que, en su caso, hubiese convenido la comisión de nombramientos para que los procedimientos de selección no adolezcan de sesgos implícitos que obstaculicen la selección de consejeras, y la compañía busque deliberadamente e incluya entre los potenciales candidatos, mujeres que reúnan el perfil profesional buscado:

Explicación de las medidas

En el artículo 15 del Reglamento del Consejo de Administración se ha impuesto la obligación a los miembros del Comité de Nombramientos y Retribuciones de vigilar que los procedimientos de selección no adolezcan de sesgos implícitos.

Cuando a pesar de las medidas que, en su caso, se hayan adoptado, sea escaso o nulo el número de consejeras, explique los motivos que lo justifiquen:

Explicación de los motivos

Es un hecho casual sin ningún motivo o valoración predeterminada.

C.1.7 Explique la forma de representación en el consejo de los accionistas con participaciones significativas.

El 92,063 % del capital de Endesa corresponde a un único accionista, la Sociedad italiana Enel, S.p.A. En el resto del capital, 7,94% no existe ninguna otra participación significativa.

En este sentido, el Consejo de Administración de Endesa, S.A. está compuesto por nueve miembros, dos independientes, cuatro dominicales (representantes de Enel, S.p.A.) y tres ejecutivos (Presidente, Consejero Delegado y Secretario Consejero), que han sido nombrados en sus actuales cargos siendo la Sociedad Enel, S.p.A. accionista controlador.

C.1.8 Explique, en su caso, las razones por las cuales se han nombrado consejeros dominicales a instancia de accionistas cuya participación accionarial es inferior al 5% del capital:

Indique si no se han atendido peticiones formales de presencia en el consejo procedentes de accionistas cuya participación accionarial es igual o superior a la de otros a cuya instancia se hubieran designado consejeros dominicales. En su caso, explique las razones por las que no se hayan atendido:

No

C.1.9 Indique si algún consejero ha cesado en su cargo antes del término de su mandato, si el mismo ha explicado sus razones y a través de qué medio, al consejo, y, en caso de que lo haya hecho por escrito a todo el consejo, explique a continuación, al menos los motivos que el mismo ha dado:

No

C.1.10 Indique, en el caso de que exista, las facultades que tienen delegadas el o los consejero/s delegado/s:

Nombre o denominación	Breve descripción
social del consejero
Don Andrea Brentan	Desde el 30 de junio de 2009, el Consejo de Administración ha delegado, a favor del Consejero Delegado, todas y cada una de las facultades del Consejo de Administración legal y estatutariamente delegables.

Todas las facultades delegadas a favor del
Consejero	Delega
do de Endesa, S.A., Don Andrea Brentan, se
ejercerán por éste de forma	solidaria
respecto de todas las que correspondan a
la comisión ejecutiva del	Consejo de
Administración de la Sociedad.

C.1.11 Identifique, en su caso, a los miembros del consejo que asuman cargos de administradores o directivos en otras sociedades que formen parte del grupo de la sociedad cotizada:

Nombre o denominación social del consejero	Denominación social de la entidad del grupo	Cargo
Don Borja Prado Eulate	Enersis, S.A.	Vicepresidente
Don Andrea Brentan	Enersis, S.A.	Consejero
Don Luigi Ferraris	Enersis, S.A.	Consejero

C.1.12 Detalle, en su caso, los consejeros de su sociedad que sean miembros del consejo de administración de otras entidades cotizadas en mercados oficiales de valores distintas de su grupo, que hayan sido comunicadas a la sociedad:

Nombre o denominación social del consejero	Denominación social de la entidad cotizada	Cargo
Don Borja Prado Eulate	Mediaset España Comunicación, S.A.	Consejero
Don Fulvio Conti	RCS MediaGroup Spa	Consejero
Don Fulvio Conti	AON Corporation	Consejero
Don Fulvio Conti	Barclays Plc	Consejero
Don Alejandro Echevarría Busquet	Compañía Vinícola del Norte de España	Consejero
Don Alejandro Echevarría	Mediaset España	Presidente
Busquet	Comunicaciones, S.A.
Don Miquel Roca Junyent	ACS, S.A.	Consejero

C.1.13 Indique y, en su caso explique, si la sociedad ha establecido reglas sobre el número de consejos de los que puedan formar parte sus consejeros:

No

C.1.14 Señale las políticas y estrategias generales de la sociedad que el consejo en pleno se ha reservado aprobar:

	Sí	No
La política de inversiones y financiación	X
La definición de la estructura del grupo de sociedades	X
La política de gobierno corporativo	X
La política de responsabilidad social corporativa	X
El plan estratégico o de negocio, así como los objetivos de gestión y presupuesto anuales
La política de retribuciones y evaluación del desempeño de los altos directivos	X
La política de control y gestión de riesgos, así como el seguimiento periódico de los sistemas internos de información y control	X
La política de dividendos, así como la de autocartera y, en especial, sus límites	X

C.1.15 Indique la remuneración global del consejo de administración:

Remuneración del consejo de administración (miles de euros)	5.920
Importe de la remuneración global que corresponde a los derechos acumulados por los consejeros en materia de pensiones (miles de euros)
Remuneración global del consejo de administración (miles de euros)

C.1.16 Identifique a los miembros de la alta dirección que no sean a su vez consejeros ejecutivos, e indique la remuneración total devengada a su favor durante el ejercicio:

Nombre o denominación social	Cargo/s
Don Francisco Borja Acha Besga	Director General de Asesoría Jurídica
Don José Damián Bogas Gálvez	Director General de España y Portugal
Don Paolo Bondi	Director General Económico Financiero
Don Francesco Buresti	Director General de Compras
Don Enrique Durand Baquerizo	Director General de Auditoría

Don Rafael López Rueda	Director General de Sistemas y Telecomunicaciones
Don Alfonso López Sánchez	Director General de Comunicación
Don Héctor López Vilaseco	Director General de Estrategia y Desarrollo
Don José Luis Puche Castillejo	Director General de Recursos Humanos y Organización
Don Alberto Fernández Torres	Director General de Comunicación
Don Federico Fea	Director General de Innovación
Don Ignacio Antoñanzas Alvear	Director General de Latinoamérica / Director General Chile

Remuneración total alta dirección (en miles de euros) 10.844

C.1.17 Indique, en su caso, la identidad de los miembros del consejo que sean, a su vez, miembros del consejo de administración de sociedades de accionistas significativos y/o en entidades de su grupo:

Nombre o denominación social del consejero	Denominación social del accionista significativo	Cargo
Don Borja Prado Eulate	Enel Energy Europe, S.r.l	Consejero
Don Fulvio Conti	Enel, SpA	Consejero Delegado y D. General
Don Fulvio Conti	Enel Energy Europe, S.r.l	Presidente
Don Andrea Brentan	Enel Energy Europe, S.r.l	Consejero Delegado
Don Andrea Brentan	Enel Green Power, S.p.A	Consejero
Don Andrea Brentan	Enel Investment Holding	Consejero
Don Luigi Ferraris	Enel Green Power, S.p.A	Presidente
Don Luigi Ferraris	Enel Factor SpA	Presidente
Don Luigi Ferraris	Enel Servizi Srl	Presidente
Don Luigi Ferraris	Enel Distribuzione SpA	Consejero
Don Luigi Ferraris	Enel Produzione SpA	Consejero
Don Luigi Ferraris	Enel Investment Holding	Consejero
Don Gianluca Comin	Enel Servizi Srl	Consejero Delegado

Detalle, en su caso, las relaciones relevantes distintas de las contempladas en el epígrafe anterior, de los miembros del consejo de administración que les vinculen con los accionistas significativos y/o en entidades de su grupo:

C.1.18 Indique si se ha producido durante el ejercicio alguna modificación en el reglamento del consejo:

No

C.1.19 Indique los procedimientos de selección, nombramiento, reelección, evaluación y remoción de los consejeros. Detalle los órganos competentes, los trámites a seguir y los criterios a emplear en cada uno de los procedimientos.

Selección y Nombramiento:

Según lo dispuesto en el artículo 38 de los Estatutos Sociales, corresponde a la Junta General la competencia tanto del nombramiento como de la separación de los miembros del Consejo de Administración.

Por su parte, el Consejo de Administración nombrará los Consejeros, en el caso de que se produzca una vacante, hasta que se reúna la primera Junta General (arts. 5 y 6 del Reglamento del Consejo de Administración).

Asimismo, el Comité de Nombramientos y Retribuciones de Endesa tiene encomendadas las funciones de informar y proponer al Consejo de Administración el nombramiento de los consejeros, ya sea por el supuesto de cooptación como para su propuesta a la Junta General (art. 53 de los Estatutos Sociales y art. 15 del Reglamento del Consejo de Administración).

La propuesta de nombramiento de Consejeros que formule el Consejo, en base a la propuesta o previo informe del Comité de Nombramiento y Retribuciones, recaerá en personas de reconocido prestigio que posean la experiencia y los conocimientos profesionales adecuados para el ejercicio de sus funciones y que asuman un compromiso de dedicación suficiente para el desempeño de las tareas de aquél (art.5 del Reglamento del Consejo de Administración). En este sentido, también garantizará que los procedimientos de selección no adolezcan de sesgos implícitos que obstaculicen la selección de consejeras (art. 15.7 del Reglamento del Consejo de Administración).

Además, el Comité de Nombramientos y Retribuciones deberá evaluar las competencias, conocimientos y experiencia necesarios en el Consejo. Definir, en consecuencia, las funciones y aptitudes necesarias en los candidatos que deban cubrir cada vacante, y evaluar el tiempo y dedicación precisos para que puedan desempeñar bien su cometido (art. 15 del Reglamento del Consejo de Administración).

Reelección:

En Endesa, el cargo de Consejero es reelegible (art. 5 del Reglamento del Consejo de Administración). Asimismo, la duración de los cargos de Consejeros será de cuatro años, pudiendo ser reelegidos por periodos de igual duración (art. 39 de los Estatutos Sociales).

De acuerdo a lo dispuesto en el artículo 24 del Reglamento del Consejo de Administración, el Comité de Nombramientos y Retribuciones informará con carácter preceptivo sobre la propuesta de reelección de los Consejeros que el Consejo decida presentar a la Junta General. En este sentido, el Consejo de Administración aprobará la propuesta de reelección de Consejero en el caso de que se trate de Consejeros Independientes, y previo informe de dicho

Comité en el caso de los restantes consejeros (según lo dispuesto en el artículo 21 del Reglamento del Consejo de Administración).

Evaluación:

Como señala el artículo 6.5 del Reglamento del Consejo de Administración, con carácter anual, el Consejo evaluará la calidad y eficiencia del funcionamiento del Consejo así como el desempeño de las funciones por el Presidente y el CEO, en base a un informe que eleve el Comité de Nombramientos y Retribuciones.

Asimismo, será el propio Presidente, como responsable del eficaz funcionamiento del Consejo, quien organizará y coordinará con los presidentes de las Comisiones relevantes la evaluación periódica del Consejo (art. 34.3 del Reglamento del Consejo de Administración).

Remoción:

Como se ha señalado con anterioridad, el cargo de Consejero es renunciable, revocable y reelegible (art. 5 del Reglamento del Consejo de Administración). De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 39 de los Estatutos Sociales, la duración de los cargos de Consejeros será de cuatro años.

En este sentido, el artículo 25 del Reglamento del Consejo regula esta circunstancia. Así, los Consejeros cesarán en el cargo cuando haya transcurrido el período para el que fueron nombrados, así como en todos los demás supuestos en que así proceda de acuerdo con la legislación aplicable y la normativa interna de Endesa. Por su parte, es competencia de la Junta General «la separación de los miembros del Consejo de Administración» tal como indica el artículo 38 de los Estatutos Sociales.

Por otra parte, los Consejeros deberán poner su cargo a disposición del Consejo, y formalizar la correspondiente dimisión cuando:

A) su permanencia en el Consejo de Administración pueda perjudicar al crédito y reputación de la sociedad o

B) se vean incursos en alguno de los supuestos de incompatibilidad o prohibición previstos legalmente y cuando el Consejo, previo informe del Comité de Nombramientos y Retribuciones resuelva que el Consejero ha infringido gravemente sus obligaciones.

Asimismo, cuando por cualquier causa se produzca el cese de un Consejero, éste no podrá prestar servicios en otra entidad competidora durante el plazo de dos años, salvo que el Consejo le dispense de esta obligación, o acorte la duración de la referida prohibición.

Finalmente, en el caso de que un Consejero cese en su cargo, ya sea por dimisión o por otro motivo, antes del término de su mandato, deberá explicar las razones en una carta que remitirá a todos los miembros del Consejo. Sin perjuicio de que dicho cese se comunique como hecho relevante, se deberá dar cuenta del motivo del cese en el Informe Anual de Gobierno Corporativo.

C.1.20 Indique si el consejo de administración ha procedido durante el ejercicio a realizar una evaluación de su actividad:

Sí

En su caso, explique en qué medida la autoevaluación ha dado lugar a cambios importantes en su organización interna y sobre los procedimientos aplicables a sus actividades:

Descripción modificaciones

C.1.21 Indique los supuestos en los que están obligados a dimitir los consejeros.

Los Consejeros deberán presentar su renuncia al cargo y formalizar su dimisión cuando incurran en cualquiera de los supuestos establecidos en el artículo 25.2 del Reglamento del Consejo de Administración. En este sentido, este artículo establece dos supuestos:

A) Cuando la permanencia del Consejero en el Consejo de Administración pueda perjudicar al crédito y reputación de Endesa.

B) Cuando el Consejero se vea incurso en alguno de los supuestos de incompatibilidad o prohibición previstos legalmente y cuando el Consejo, previo informe del Comité de Nombramientos y Retribuciones resuelva que el Consejero ha infringido gravemente sus obligaciones.

Asimismo, en el caso de que el Consejero haya dimitido, antes del término de su mandato, éste deberá exponer las razones en una carta que remitirá a todos los miembros del Consejo. Asimismo, y sin perjuicio de que dicho cese se comunique como hecho relevante, se deberá dar cuenta del motivo del cese en el Informe Anual de Gobierno Corporativo (artículo 25.4 del Reglamento del Consejo de Administración).

C.1.22 Indique si la función de primer ejecutivo de la sociedad recae en el cargo de presidente del consejo. En su caso, explique las medidas que se han tomado para limitar los riesgos de acumulación de poderes en una única persona:

No

Indique y, en su caso explique, si se han establecido reglas que facultan a uno de los consejeros independientes para solicitar la convocatoria del consejo o la inclusión de nuevos puntos en el orden

del día, para coordinar y hacerse eco de las preocupaciones de los consejeros externos y para dirigir la evaluación por el consejo de administración

No

C.1.23 ¿Se exigen mayorías reforzadas, distintas de las legales, en algún tipo de decisión?:

No

En su caso, describa las diferencias.

C.1.24 Explique si existen requisitos específicos, distintos de los relativos a los consejeros, para ser nombrado presidente del consejo de administración.

No

C.1.25 Indique si el presidente tiene voto de calidad:

Sí

De conformidad con lo establecido en el artículo 47 de los Es tatutos Sociales, «el Consejo deliberará sobre las cuestiones contenidas en el orden del día y también sobre todas aquellas que el Presidente o la mayoría de los Vocales presentes o representados propongan, aunque no estuvieran incluidas en el mismo. Los acuerdos se adoptarán por mayoría absoluta de los consejeros, presentes o representados, concurrentes a la sesión. En caso de empate tendrá voto de calidad el Presidente o quien haga sus veces en la reunión. Lo previsto en el presente apartado se entenderá sin perjuicio de aquellos acuerdos para cuya adopción se exija una mayoría cualificada de consejeros por los presentes Estatutos o la legislación vigente».

Materias en las que existe voto de calidad

C.1.26 Indique si los estatutos o el reglamento del consejo establecen algún límite a la edad de los consejeros:

No

C.1.27 Indique si los estatutos o el reglamento del consejo establecen un mandato limitado para los consejeros independientes, distinto al establecido en la normativa:

No

C.1.28 Indique si los estatutos o el reglamento del consejo de administración establecen normas específicas para la delegación del voto en el consejo de administración, la forma de hacerlo y, en particular, el número máximo de delegaciones que puede tener un consejero, así como si se ha establecido obligatoriedad de delegar en un consejero de la misma tipología. En su caso, detalle dichas normas brevemente.

Los Estatutos de la Sociedad, en su artículo 45, establecen que «la representación deberá conferirse por escrito y con carácter especial para cada Consejo, no pudiendo ostentar cada Consejero más de tres representaciones, con excepción del Presidente, que no tendrá ese límite, aunque no podrá representar a la mayoría del Consejo».

Por otra parte, el artículo 11 del Reglamento del Consejo de Administración señala que «cada Consejero podrá conferir su representación a otro miembro del Consejo, de acuerdo con lo establecido en los Estatutos de la Sociedad.

C.1.29 Indique el número de reuniones que ha mantenido el consejo de Administración durante el ejercicio. Asimismo señale, en su caso, las veces que se ha reunido el consejo sin la asistencia de su presidente. En el cómputo se considerarán asistencias las representaciones realizadas con instrucciones específicas.

Número de reuniones del consejo	12
Número de reuniones del consejo sin la asistencia del presidente	0

Indique el número de reuniones que han mantenido en el ejercicio las distintas comisiones del consejo:

Número de reuniones de la comisión ejecutiva o delegada	0
Número de reuniones del comité de auditoría	9
Número de reuniones de la comisión de nombramientos y	9
retribuciones
Número de reuniones de la comisión de nombramientos	-
Número de reuniones de la comisión de retribuciones	-
Número de reuniones de la comisión ______	-

C.1.30 Indique el número de reuniones que ha mantenido el consejo de Administración durante el ejercicio con la asistencia de todos sus miembros. En el cómputo se considerarán asistencias las representaciones realizadas con instrucciones específicas:

Asistencias de los consejeros	12
% de asistencias sobre el total de votos durante el ejercicio	100 %

C.1.31 Indique si están previamente certificadas las cuentas anuales individuales y consolidadas que se presentan al consejo para su aprobación:

Sí

Identifique, en su caso, a la/s persona/s que ha/han certificado las cuentas anuales individuales y consolidadas de la sociedad, para su formulación por el consejo:

Nombre	Cargo
Don Paolo Bondi	Director General Económico Financiero
Don Andrea Brentan	Consejero Delegado

C.1.32 Explique, si los hubiera, los mecanismos establecidos por el consejo de Administración para evitar que las cuentas individuales y consolidadas por él formuladas se presenten en la junta general con salvedades en el informe de auditoría.

Con carácter previo a la celebración del Consejo de Administración en que se procederá a la formulación de cuentas, y al objeto de evitar que las cuentas individuales y consolidadas formuladas por el Consejo de Administración se presenten a la Junta General con salvedades en el informe de auditoría, el auditor de cuentas remite al Consejo de Administración una carta con las principales conclusiones de su trabajo.

C.1.33 ¿El secretario del consejo tiene la condición de consejero?

Sí

C.1.34 Explique los procedimientos de nombramiento y cese del secretario del consejo, indicando si su nombramiento y cese han sido informados por la comisión de nombramientos y aprobados por el pleno del consejo.

Procedimiento de nombramiento y cese
El Consejo en pleno, a propuesta del Presidente, y previo in forme del Comité de Nombramientos y Retribuciones, nombrará	un
Secretario, licenciado en Derecho (art. 37 del Regla mento Consejo de Administración).	del

	Sí	No
¿La comisión de nombramientos informa del nombramiento?	X
¿La comisión de nombramientos informa del cese?	X
¿El consejo en pleno aprueba el nombramiento?	X
¿El consejo en pleno aprueba el cese?	X

¿Tiene el secretario del consejo encomendada la función de velar, de forma especial, por el seguimiento de las recomendaciones de buen gobierno?

Observaciones
Establece el artículo 37 del Reglamento del Consejo que el
Secretario debe velar por la observancia de los principios y criterios
de Gobierno Corporativo y las disposiciones estatu tarias y
reglamentarias de la Sociedad.

C.1.35 Indique, si los hubiera, los mecanismos establecidos por la sociedad para preservar la independencia de los auditores externos, de los analistas financieros, de los bancos de inversión y de las agencias de calificación.

De conformidad con lo establecido en el artículo 52 de los Estatutos Sociales de la Compañía, es el Comité de Auditoría y Cumplimiento el encargado de velar por el cumplimiento del buen gobierno corporativo y la transparencia en todas las actuaciones de la Sociedad en los ámbitos económico-financieros y de auditoría externa y cumplimiento y de auditoría interna, teniendo encomendado para ello la relación con los auditores externos para recibir información sobre aquellas cuestiones que puedan poner en riesgo la independencia de éstos y cualesquiera otras relacionadas con el proceso de desarrollo de la auditoría de cuentas, la supervisión de la eficacia del sistema de control interno de la sociedad, los servicios de auditoría interna y los sistemas de gestión de riesgos, así como aquellas otras comunicaciones previstas en la legislación de auditoría de cuentas y en las normas técnicas de auditoría. En todo caso, el Comité de Auditoría y Cumplimiento deberá recibir anualmente de los auditores de cuentas o sociedades de auditoría la confirmación escrita de su independencia frente a la Sociedad y/o entidades vinculadas a ésta directa o indirectamente, así como la información de los servicios adicionales de cualquier clase prestados y emitir anualmente, con carácter previo a la emisión del informe de auditoría de cuentas, un informe en el que se expresará una opinión sobre la independencia de los auditores de cuentas o sociedades de auditoría. Este informe deberá pronunciarse, en todo caso, sobre la prestación de los servicios adicionales a que hace referencia el apartado anterior.

Por otra parte, no existen relaciones diferentes de las derivadas de las actividades profesionales con analistas financieros, bancos de inversión y agencias de calificación de riesgos.

C.1.36 Indique si durante el ejercicio la Sociedad ha cambiado de auditor externo. En su caso identifique al auditor entrante y saliente:

No

C.1.37 Indique si la firma de auditoría realiza otros trabajos para la sociedad y/o su grupo distintos de los de auditoría y en ese caso declare el importe de los honorarios recibidos por dichos trabajos y el porcentaje que supone sobre los honorarios facturados a la sociedad y/o su grupo:

	Sociedad	Grupo	Total
Importe de otros trabajos distintos	0	0	0
de los de auditoría (miles de euros)
Importe trabajos distintos de los de	0	0	0
auditoría / Importe total facturado
por la firma de auditoría (en %)

C.1.38 Indique si el informe de auditoría de las cuentas anuales del ejercicio anterior presenta reservas o salvedades. En su caso, indique las razones dadas por el presidente del comité de auditoría para explicar el contenido y alcance de dichas reservas o salvedades.

No

C.1.39 Indique el número de ejercicios que la firma actual de auditoría lleva de forma ininterrumpida realizando la auditoría de las cuentas anuales de la sociedad y/o su grupo. Asimismo, indique el porcentaje que representa el número de ejercicios auditados por la actual firma de auditoría sobre el número total de ejercicios en los que las cuentas anuales han sido auditadas:

	Sociedad	Grupo
Número de ejercicios ininterrumpidos	3	3

	Sociedad	Grupo
Nº de ejercicios auditados por la firma actual de	9,09%	11,54%
auditoría / Nº de ejercicios que la sociedad ha sido
auditada (en %)

C.1.40 Indique y, en su caso detalle, si existe un procedimiento para que los consejeros puedan contar con asesoramiento externo:

Sí

Detalle el procedimiento

El derecho de asesoramiento e información está regulado en el artículo 30 del Reglamento del Consejo de Administración:

Los consejeros, cuando así lo exija el desempeño de sus fun ciones, tendrán acceso a todos los servicios de la Sociedad y podrán recabar la información y asesoramiento que necesiten sobre cualquier aspecto. El derecho de información se ex tiende a las sociedades participadas, y se recabará del Presidente, a través del Secretario del Consejo, instrumentándose por el Consejero Delegado.

Los consejeros, por mayoría, tendrán, además, la facultad de proponer al Consejo la contratación, con cargo a la Sociedad, de asesores legales, contables, técnicos, financieros, comer ciales o de cualquier otra índole que consideren necesarios con el fin de ser auxiliados en el ejercicio de sus funciones cuando se trate de problemas concretos de cierto relieve y complejidad, ligados al ejercicio de su cargo.

La propuesta anterior deberá ser comunicada al Presidente de la Sociedad, a través del Secretario del Consejo, y será instrumentada por el Consejero Delegado. El Consejo podrá negar su aprobación a la financiación del asesoramiento al que se refie re el apartado anterior, por la innecesariedad del mismo para el desempeño de las funciones encomendadas, por su cuantía desproporcionada en relación con la importancia del problema, o cuando considere que dicha asistencia técnica pueda ser prestada adecuadamente por personas de la propia Sociedad.

La Sociedad establecerá un programa de orientación que proporcionará a los nuevos consejeros un conocimiento rápido y suficiente de la empresa, así como de sus reglas de gobierno corporativo. Además ofrecerá también a los consejeros pro gramas de actualización de conocimientos cuando las cir cunstancias lo aconsejen.

C.1.41 Indique y, en su caso detalle, si existe un procedimiento para que los consejeros puedan contar con la información necesaria para preparar las reuniones de los órganos de administración con tiempo suficiente:

Sí

Detalle el procedimiento El artículo 42 de los Estatutos Sociales de la Compañía señala que: «Los Consejeros, por virtud de su cargo, quedarán obligados a: a) Recabar la información necesaria y preparar adecuadamente las

reuniones del Consejo y de los órganos sociales a los que pertenezcan», de conformidad con lo anterior los servicios de la Compañía proveen a los consejeros de la información correspondiente a la reunión con, en la medida de lo posible, siete días de antelación y, en cualquier caso, con 48 horas de antelación.

C.1.42 Indique y, en su caso detalle, si la sociedad ha establecido reglas que obliguen a los consejeros a informar y, en su caso, dimitir en aquellos supuestos que puedan perjudicar al crédito y reputación de la sociedad:

Sí

Explique las reglas

El artículo 25 del Reglamento del Consejo establece que los consejeros cesarán en el cargo cuando haya transcurrido el periodo para el que fueron nombrados, así como en todos los demás supuestos en que así proceda de acuerdo con la Ley, los Estatutos y el presente Reglamento.

Los consejeros deberán poner su cargo a disposición del Consejo, y formalizar la correspondiente dimisión cuando se vean incursos en alguno de los supuestos de incompatibilidad o prohibición previstos legalmente y cuando su permanencia en el Consejo de Administración pueda perjudicar al crédito y reputación de la Sociedad o el Consejo, previo informe del Comité de Nombramientos y Retribuciones resuelva que el consejero ha infringido gravemente sus obligaciones.

C.1.43 Indique si algún miembro del consejo de administración ha informado a la sociedad que ha resultado procesado o se ha dictado contra él auto de apertura de juicio oral, por alguno de los delitos señalados en el artículo 213 de la Ley de Sociedades de Capital:

No

Indique si el consejo de administración ha analizado el caso. Si la respuesta es afirmativa explique de forma razonada la decisión tomada sobre si procede o no que el consejero continúe en su cargo o, en su caso, exponga las actuaciones realizadas por el consejo de administración hasta la fecha del presente informe o que tenga previsto realizar.

C.1.44 Detalle los acuerdos significativos que haya celebrado la sociedad y que entren en vigor, sean modificados o concluyan en caso de cambio de control de la sociedad a raíz de una oferta pública de adquisición, y sus efectos.

ENDESA y sus filiales tienen préstamos u otros acuerdos financieros con entidades financieras por un importe equivalente a 663 millones de euros que podrían ser susceptibles de amortización anticipada si se produce un cambio de control en ENDESA. Asimismo, contratos de derivados con un valor de mercado bruto de 2,55 millones de euros (30 millones de euros de nocional) podrían ser objeto de amortización anticipada como consecuencia del cambio de control.

C.1.45 Identifique de forma agregada e indique, de forma detallada, los acuerdos entre la sociedad y sus cargos de administración y dirección o empleados que dispongan indemnizaciones, cláusulas de garantía o blindaje, cuando éstos dimitan o sean despedidos de forma improcedente o si la relación contractual llega a su fin con motivo de una oferta pública de adquisición u otro tipo de operaciones.

Número de beneficiarios

43

Tipo de beneficiario

Consejeros Ejecutivos, Altos directivos y Directivos

Descripción del acuerdo

Este tipo de cláusulas es el mismo en los contratos de los Consejeros Ejecutivos y de los Altos Directivos de la Sociedad y de su Grupo, han sido aprobadas por el Consejo de Administración previo informe del Comité de Nombramientos y Retribuciones y recogen supuestos de indemnización para extinción de la relación laboral y pacto de no competencia postcontractual.

El régimen de estas cláusulas, para los Consejeros Ejecutivos y Altos Directivos, es el siguiente:

Extinción:

• Por mutuo acuerdo: indemnización equivalente, según los casos, de una a cuatro veces la retribución anual.
• Por decisión unilateral del Directivo: sin derecho de indemnización, salvo que el desistimiento se base en un incumplimiento grave y culpable de la Sociedad de sus obligaciones o vaciamiento del puesto, cambio de control o demás supuestos de extinción indemnizada previstos en el Real Decreto 1382/1985.
• Por desistimiento de la Sociedad: indemnización igual a la del punto primero.
• Por decisión de la Sociedad basada en una conducta gravemente dolosa y culpable del directivo en el ejercicio de sus funciones: sin derecho a indemnización.

Estas condiciones son alternativas a las derivadas de la modificación de la relación laboral preexistente o de la extinción de ésta por prejubilación para Altos Directivos.

Pacto de no competencia postcontractual:

En la gran mayoría de los contratos se exige al Alto Directivo cesante que no ejerza una actividad en competencia con Endesa, durante el periodo de dos años. En contraprestación, el Directivo tendrá derecho a cobrar una cantidad máxima equivalente a 1,25 veces la retribución anual.

Si bien los contratos del personal directivo no suelen incluir clausulas de extinción, en los casos en los que las hay, se agrupan de acuerdo con los siguientes modelos:

1.- Similar al descrito para los Consejeros Ejecutivos y Alta Dirección, con excepción en algunos supuestos específicos de indemnización de los Altos Directivos.

2.- Establecen el derecho de cobro de hasta una anualidad de Retribución Total en caso de baja en la empresa por causa no imputable al directivo.

3.-Establecen el derecho de cobro de una mensualidad y media de retribución por año de servicio, para determinados supuestos de desvinculación de la Empresa.

Indique si estos contratos han de ser comunicados y/o aprobados por los órganos de la sociedad o de su grupo:

	Consejo de administración	Junta general
Órgano que autoriza las	Si
cláusulas

	SÍ	NO
¿Se informa a la junta general sobre las cláusulas?	X

C.2 Comisiones del consejo de administración

C.2.1 Detalle todas las comisiones del consejo de administración, sus miembros y la proporción de consejeros dominicales e independientes que las integran:

COMISIÓN EJECUTIVA O DELEGADA

Nombre	Cargo	Tipología
Don Borja Prado Eulate	Presidente	Ejecutivo
Don Andrea Brentan	Vocal	Ejecutivo
Don Fulvio Conti	Vocal	Dominical
Don Luigi Ferraris	Vocal	Dominical
Don Miquel Roca Junyent	Vocal	Independiente

% de consejeros ejecutivos	40 %
% de consejeros dominicales	40 %
% de consejeros independientes	20 %
% de otros externos

COMITÉ DE AUDITORÍA

Nombre	Cargo	Tipología
Don Miquel Roca Junyent	Presidente	Independiente
Don Alejandro Echevarría Busquet	Vocal	Independiente
Don Borja Prado Eulate	Vocal	Ejecutivo
Don Luigi Ferraris	Vocal	Dominical

% de consejeros ejecutivos	25 %
% de consejeros dominicales	25 %
% de consejeros independientes	50 %
% de otros externos

COMISIÓN DE NOMBRAMIENTOS Y RETRIBUCIONES

Nombre	Cargo	Tipología
Don Alejandro Echevarría Busquet	Presidente	Independiente
Don Luigi Ferraris	Vocal	Dominical
Don Miquel Roca Junyent	Vocal	Independiente
Don Massimo Cioffi	Vocal	Dominical

% de consejeros ejecutivos
% de consejeros dominicales	50 %
% de consejeros independientes	50 %
% de otros externos

C.2.2 Complete el siguiente cuadro con la información relativa al número de consejeras que integran las comisiones del consejo de administración durante los últimos cuatro ejercicios:

	Número de consejeras
	Ejercicio t	Ejercicio t-1	Ejercicio t-2	Ejercicio t-3
	Número %	Número %	Número %	Número %
Comisión ejecutiva	0	0	0	0
Comité de auditoría	0	0	0	0
Comisión de nombramientos y retribuciones	0	0	0	0

C.2.3 Señale si corresponden al comité de auditoría las siguientes funciones:

	Sí	No
Supervisar el proceso de elaboración y la integridad de la información	X
financiera relativa a la sociedad y, en su caso, al grupo, revisando el
cumplimiento de los requisitos normativos, la adecuada delimitación
del perímetro de consolidación y la correcta aplicación de los criterios
contables

	Sí	No
Revisar periódicamente los sistemas de control interno y gestión de riesgos, para que los principales riesgos se identifiquen, gestionen y den a conocer adecuadamente	X
Velar por la independencia y eficacia de la función de auditoría interna; proponer la selección, nombramiento, reelección y cese del responsable del servicio de auditoría interna; proponer el presupuesto de ese servicio; recibir información periódica sobre sus actividades; y verificar que la alta dirección tiene en cuenta las conclusiones y recomendaciones de sus informes	X
Establecer y supervisar un mecanismo que permita a los empleados comunicar, de forma confidencial y, si se considera apropiado anónima, las irregularidades de potencial trascendencia, especialmente financieras y contables, que adviertan en el seno de la empresa	X
Elevar al consejo las propuestas de selección, nombramiento, reelección y sustitución del auditor externo, así como las condiciones de su contratación	X
Recibir regularmente del auditor externo información sobre el plan de auditoría y los resultados de su ejecución, y verificar que la alta dirección tiene en cuenta sus recomendaciones	X
Asegurar la independencia del auditor externo	X

C.2.4 Realice una descripción de las reglas de organización y funcionamiento, así como las responsabilidades que tienen atribuidas cada una de las comisiones del consejo.

Denominación comisión: Comisión de Nombramientos y Retribuciones.

Breve descripción: El Reglamento del Consejo de Administración regula en su artículo 15 el Comité de Nombramientos y Retribuciones:

15.1. El Comité de Nombramientos y Retribuciones estará integrado por un mínimo de cuatro y un máximo de seis miembros del Consejo de Administración, designados con el voto favorable de la mayoría del propio Consejo. En su composición deberán ser mayoría los consejeros no ejecutivos. El Consejo de Administración procurará designar a los miembros del Comité de Nombramientos y Retribuciones, teniendo en cuenta sus conocimientos, aptitudes y experiencia.

15.2. El Presidente del Comité de Nombramientos y Retribuciones será designado por el Consejo de Administración, de entre los consejeros no ejecutivos, con el voto favorable de la mayoría del propio Consejo. El Presidente deberá ser sustituido cada cuatro años, pudiendo ser reelegido una vez transcurrido un plazo de un año desde su cese. A falta de Presidente, le sustituirá el consejero designado provisionalmente por el Consejo de Administración, y en su defecto, el miembro del Comité de mayor edad.

15.3. El Comité de Nombramientos y Retribuciones se reunirá cuantas veces lo convoque su Presidente, cuando así lo decidan la mayoría de sus miembros o a solicitud del Consejo de Administración. Las sesiones del Comité tendrán lugar en el domicilio social o en cualquier otro que determine el Presidente y que se señale en la convocatoria. El Comité quedará válidamente constituido cuando concurran la mayoría de sus miembros.

15.4. Los acuerdos deberán adoptarse con el voto favorable de la mayoría de los consejeros concurrentes a la sesión. En caso de empate, el voto del Presidente, o quien ejerza sus funciones, tendrá carácter dirimente.

15.5. El Comité de Nombramientos y Retribuciones podrá recabar asesoramiento externo, cuando lo considere necesario para el desempeño de sus funciones.

15.6. El Secretario del Comité será el del Consejo de Administración y levantará acta de los acuerdos adoptados, de los que se dará cuenta al Consejo.

15.7. El Comité de Nombramientos y Retribuciones tendrá encomendadas, entre otras, las funciones de informar y proponer el nombramiento de los miembros del Consejo de Administración, ya sea por el supuesto de cooptación como para su propuesta a la Junta General, garantizando que los procedimientos de selección no adolezcan de sesgos implícitos que obstaculicen la selección de consejeras. Asimismo, informará acerca de sus retribuciones.

Además, el Comité tendrá encomendadas las siguientes funciones: Evaluar las competencias, conocimientos y experiencia necesarios en el Consejo, definir, en consecuencia, las funciones y aptitudes necesarias en los candidatos que deban cubrir cada vacante, y evaluar el tiempo y dedicación precisos para que puedan desempeñar bien su cometido.

Proponer al Consejo de Administración los miembros que deban formar la Comisión Ejecutiva y cada uno de los Comités.

Informar al Consejo de Administración sobre los nombramientos y ceses relativos a la Alta Dirección de Endesa, así como de los Primeros Ejecutivos de Enersis, Chilectra y Endesa Chile.

Aprobar las retribuciones de los miembros de la Alta Dirección en los términos definidos en el apartado anterior.

Decidir la adopción de esquemas de retribución para la Alta Dirección que tengan en cuenta los resultados de las empresas. Igualmente, deberá conocer y valorar la política de directivos de la empresa, en especial las áreas de formación, promoción y selección.

Determinar los regímenes particulares de vinculación del Presidente y del Consejero Delegado con la Sociedad.

Elaborar, modificar y aprobar el Estatuto de la Alta Dirección.

Velar por la observancia de la política retributiva establecida por la Sociedad.

Estas funciones se entenderán con carácter enunciativo y sin perjuicio de aquellas otras que el Consejo de Administración pudiera encomendarle. El Consejo podrá requerir al Comité la elaboración de informes sobre aquellas materias propias de su ámbito de actuación.

El Comité de Nombramientos y Retribuciones consultará al Presidente y al primer ejecutivo de la Sociedad, especialmente cuando se trate de materias

relativas a los consejeros ejecutivos y altos directivos. Cualquier consejero puede solicitar de la Comisión de Nombramientos que tome en consideración, por si los considerara idóneos, potenciales candidatos para cubrir vacantes de consejero.

Denominación comisión: Comisión Ejecutiva o Delegada.

Breve descripción: El Reglamento del Consejo de Administración regula en su artículo 13 la Comisión Ejecutiva:

13.1. La Comisión Ejecutiva estará integrada por un mínimo de cinco consejeros y un máximo de siete, incluidos el Presidente y el Consejero Delegado.

Presidirá la Comisión Ejecutiva el Presidente del Consejo de Administración y actuará de Secretario el que lo sea del Consejo. El régimen de sustituciones de estos cargos es el previsto para el Consejo de Administración.

13.2. Son competencias de la Comisión Ejecutiva adoptar los acuerdos correspondientes a las facultades que el Consejo le hubiere delegado.

13.3. La designación de los miembros de la Comisión Ejecutiva requerirá el voto favorable de, al menos, dos tercios de los miembros del Consejo.

13.4. Los acuerdos de la Comisión Ejecutiva sobre asuntos en los que exista delegación de facultades por parte del Consejo son de cumplimiento obligatorio desde su adopción. No obstante, en aquellos casos en los que a juicio del Presidente, o de la mayoría de los miembros de la Comisión Ejecutiva, la importancia del asunto así lo aconsejara, los acuerdos de la Comisión Ejecutiva se someterán a la ratificación posterior del Consejo.

13.5. El Secretario de la Comisión Ejecutiva, que será el del Consejo, levantará acta de los acuerdos adoptados, de los que se dará cuenta al Consejo, conforme a lo establecido en los Estatutos, en su siguiente sesión.

Denominación comisión: Comité de Auditoría.

Breve descripción: El Reglamento del Consejo de Administración regula en su artículo 14 el Comité de Auditoría y Cumplimiento:

14.1. El Comité de Auditoría y Cumplimiento estará integrado por un mínimo de cuatro y un máximo de seis miembros del Consejo de Administración, designados con el voto favorable de la mayoría del propio Consejo. En su composición deberán ser mayoría los consejeros no ejecutivos. Al menos uno de los miembros del Comité de Auditoría y Cumplimiento será independiente y será designado teniendo en cuenta sus conocimientos y experiencia en materia de contabilidad, auditoría o ambas.

14.2. El Presidente del Comité de Auditoría y Cumplimiento será designado por el Consejo de Administración, de entre los consejeros no ejecutivos o miembros que no posean funciones directivas o ejecutivas en la entidad, ni mantengan relación contractual distinta de la condición por la que se le nombre,con voto favorable de la mayoría del propio Consejo. El Presidente deberá ser sustituido cada cuatro años, pudiendo ser reelegido una vez transcurrido un plazo de un año desde su cese. A falta de Presidente, le sustituirá el consejero del Comité designado provisionalmente por el Consejo de Administración, y en su defecto, el miembro del Comité de mayor edad.

14.3. El Consejo de Administración procurará designar a los miembros del Comité de Auditoría y Cumplimiento, y de forma especial su Presidente, teniendo en cuenta sus conocimientos y experiencia en materia de contabilidad, auditoría o gestión de riesgos.

14.4. El Comité de Auditoría y Cumplimiento se reunirá cuantas veces lo convoque su Presidente, cuando así lo decidan la mayoría de sus miembros o a solicitud del Consejo de Administración. Las sesiones del Comité tendrán lugar en el domicilio social o en cualquier otro que determine el Presidente y que se señale en la convocatoria. El Comité quedará válidamente constituido cuando concurran, presentes o representados, la mayoría de sus miembros.

14.5. Los acuerdos deberán adoptarse con el voto favorable de la mayoría de los consejeros concurrentes a la sesión. En caso de empate, el voto del Presidente, o quien ejerza sus funciones, tendrá carácter dirimente.

14.6. El Comité de Auditoría y Cumplimiento podrá recabar asesoramiento externo, cuando lo considere necesario para el desempeño de sus funciones así como convocar a cualquier empleado o directivo de la sociedad.

14.7. El Secretario del Comité será el del Consejo de Administración y levantará acta de los acuerdos adoptados, de los que se dará cuenta al Consejo.

14.8 La función principal de este Comité será velar por el buen gobierno corporativo y la transparencia en todas las actuaciones de la sociedad en los ámbitos económico-financiero y de auditoría externa y cumplimiento y de auditoría interna, y en todo caso, tendrá encomendadas las siguientes funciones:

A) Informar en la Junta General de Accionistas sobre las cuestiones que en ella planteen los accionistas en materias de su competencia.

B) Proponer al Consejo de Administración para su sometimiento a la Junta General de Accionistas el nombramiento de los auditores de cuentas o sociedades de auditoría, de conformidad con el artículo 58 de los Estatutos Sociales.

C) Supervisar la eficacia del Sistema de Control Interno de la sociedad, y los sistemas de gestión de riesgos, así como discutir con los auditores de cuentas o sociedades de auditoría las debilidades significativas del sistema de control interno detectadas en el desarrollo de la auditoría.

D) Supervisar el proceso de elaboración y presentación de la información financiera regulada.

E) Supervisar los servicios de auditoría interna, que incluye, entre otras, las siguientes funciones:

1. Velar por la independencia y eficacia de la función de auditoría interna; proponer la selección, nombramiento, reelección y cese del responsable del servicio de auditoría interna; proponer el presupuesto de ese servicio; recibir información periódica sobre sus actividades; y verificar que la alta dirección tiene en cuenta las conclusiones y recomendaciones de sus informes.

2. Establecer y supervisar un mecanismo que permita a los empleados comunicar, de forma confidencial y, si se considera apropiado, anónima las irregularidades de potencial trascendencia, especialmente financieras y contables, que adviertan en el seno de la empresa.

F) Relacionarse con los auditores de cuentas o sociedades de auditoría y en particular:

1. Elevar al Consejo las propuestas de selección, nombramiento, reelección y sustitución del auditor de cuentas, así como las condiciones de su contratación.

2. Recibir regularmente del auditor de cuentas información sobre el plan de auditoría y los resultados de su ejecución, y verificar que la alta dirección tiene

en cuenta sus recomendaciones.

1. Asegurar la independencia del auditor de cuentas y, a tal efecto:

i) El Comité de Auditoría y Cumplimiento deberá recibir anualmente de los auditores de cuentas o sociedades de auditoría la confirmación escrita de su independencia frente a la Sociedad y/o entidades vinculadas a ésta directa o indirectamente, así como la información de los servicios adicionales de cualquier clase prestados.

ii) El Comité de Auditoría deberá emitir anualmente, con carácter previo a la emisión del informe de auditoría de cuentas, un informe en el que se expresará una opinión sobre la independencia de los auditores de cuentas o sociedades de auditoría. Este informe deberá pronunciarse, en todo caso, sobre la prestación de los servicios adicionales a que hace referencia el apartado anterior.

iii) Que la sociedad comunique como hecho relevante a la CNMV el cambio de auditor y lo acompañe de una declaración sobre la eventual existencia de desacuerdos con el auditor saliente y, si hubieran existido, de su contenido.

iv)Que se asegure que la sociedad y el auditor respetan las normas vigentes sobre prestación de servicios distintos a los de auditoría, los límites a la concentración del negocio del auditor y, en general, las demás normas establecidas para asegurar la independencia de los auditores;

v)Que en caso de renuncia del auditor de cuentas examine las circunstancias que la hubieran motivado.

1. En el caso de grupos, favorecer que el auditor del grupo asuma la responsabilidad de las auditorias de las empresas que lo integren.

G) Informar las propuestas de modificación del Código ético de la sociedad.

Estas funciones se entenderán con carácter enunciativo y sin perjuicio de aquéllas otras que el Consejo de Administración pudiera encomendarle.

14.9. El responsable de la función de auditoría interna presentará al Comité de Auditoría y Cumplimiento su plan anual de trabajo; informará directamente de las incidencias que se presenten en su desarrollo; y presentará al final de cada ejercicio un informe de actividades.

14.10. El Comité de Auditoría informará al Consejo, con carácter previo a la adopción por éste de las correspondientes decisiones, sobre los siguientes asuntos:

A) La información financiera que, por su condición de cotizada, la sociedad deba hacer pública periódicamente. El Comité deberá asegurarse de que las cuentas intermedias se formulan con los mismos criterios contables que las anuales y, a tal fin, considerará la procedencia de una revisión limitada del auditor de cuentas.

B) La creación o adquisición de participaciones en entidades de propósito especial o domiciliadas en países o territorios que tengan la consideración de paraísos fiscales, así como cualesquiera otras transacciones u operaciones de naturaleza análoga que, por su complejidad, pudieran menoscabar la transparencia del grupo.

C) Las operaciones vinculadas, en los términos que regule el Consejo de Administración.

C.2.5 Indique, en su caso, la existencia de regulación de las comisiones del consejo, el lugar en que están disponibles para su consulta, y las modificaciones que se hayan realizado durante el ejercicio. A su vez, se indicará si de forma voluntaria se ha elaborado algún informe anual sobre las actividades de cada comisión.

Denominación comisión: Comisión de Nombramientos y Retribuciones.

Breve descripción: El Comité de Nombramientos y Retribuciones, está regulado en los Estatutos Sociales y en el Reglamento del Consejo de Administración. Dichos textos están disponibles para su consulta en la página web de la Sociedad www.endesa.com.

El Comité de Nombramientos y Retribuciones elabora, el Informe Anual sobre Remuneración de los Consejeros.

Denominación comisión: Comisión Ejecutiva o Delegada.

Breve descripción: La Comisión Ejecutiva está regulada en los Estatutos Sociales y en el Reglamento del Consejo de Administración. El 10 de mayo de 2010 se modifica parcialmente el artículo 13: Comisión Ejecutiva del Reglamento del Consejo. Estos documentos están disponibles para su consulta en la página web de la Sociedad www.endesa.com.

Denominación comisión: Comité de Auditoría.

Breve descripción: El Comité de Auditoría y Cumplimiento, está regulado en los Estatutos Sociales y en el Reglamento del Consejo de Administración. Estos documentos están disponibles para su consulta en la página web de la Sociedad www.endesa.com.

El Comité de Auditoría elabora anualmente, entre otros, el informe de actividades del Comité de Auditoría y Cumplimiento y el informe sobre la independencia de los auditores de cuentas.

C.2.6 Indique si la composición de la comisión delegada o ejecutiva refleja la participación en el consejo de los diferentes consejeros en función de su condición:

Sí

D OPERACIONES VINCULADAS Y OPERACIONES INTRAGRUPO

D.1 Identifique al órgano competente y explique, en su caso, el procedimiento para la aprobación de operaciones con partes vinculadas e intragrupo.

Órgano competente para aprobar las operaciones vinculadas
Consejo de Administración
Procedimiento para la aprobación de operaciones vinculadas
El Comité de Auditoría y Cumplimiento examinará todas las Operaciones Vinculadas, con excepción de:

• las operaciones típicas, concepto que se refiere a aquellas que, por su objeto o naturaleza, se enmarquen dentro de las actividades principales de Endesa, S.A. y de las sociedades que ésta directa o indirectamente controle y no comprendan aspectos particulares críticos relacionados con sus características, sus riesgos sobre la naturaleza de la otra parte, o el momento de su realización.

  • aquellas Operaciones Vinculadas que cumplan simultáneamente las siguientes condiciones:

• Que se realicen en virtud de contratos cuyas condiciones estén estandarizadas y se apliquen en masa a muchos clientes.

• Que se realicen a precios o tarifas establecidos con carácter general por quien actúe como suministrador del bien o servicio del que se trate.

• Que su cuantía no supere el 1% de los ingresos anuales de la sociedad.

En el supuesto de operaciones de cuantía inferior a 25 millones de euros, el Comité de Auditoría y Cumplimiento resuelve sobre las mismas. Si las operaciones son de importe igual o superior a 25 millones de euros, el Comité de Auditoría y Cumplimiento emitirá informe para el Consejo de Administración. El Presidente del Comité de Auditoría y Cumplimiento, presenta al Consejo de Administración, para su consideración, todas las operaciones vinculadas sometidas al Comité de Auditoría y Cumplimiento.

Explique si se ha delegado la aprobación de operaciones con partes vinculadas, indicando, en su caso, el órgano o personas en quien se ha delegado.

D.2 Detalle aquellas operaciones significativas por su cuantía o relevantes por su materia realizadas entre la sociedad o entidades de su grupo, y los accionistas significativos de la sociedad:

Nombre o denominación social del accionista significativo	Nombre o denominación social de la sociedad o entidad de su grupo	Naturaleza de la relación	Tipo de la operación	Importe (miles de euros)
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Gastos financieros	30.489
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Gastos financieros	57
ENEL, S.P.A	ENDESA FINANCIACIÓN FILIALES, S.A.	Contractual	Gastos financieros	1.827
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA FINANCIACIÓN FILIALES, S.A.	Contractual	Gastos financieros	92
ENEL, S.P.A	ENDESA GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Gastos financieros	5.260
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENERSIS, S.A.	Contractual	Gastos financieros	6
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	CODENSA S.A. E.S.P.	Contractual	Gastos financieros	2

ENEL, S.P.A	EMPRESA NACIONAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE)	Contractual	Gastos financieros	35
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	EMGESA, S.A. E.S.P.	Contractual	Gastos financieros	2
ENEL, S.P.A	ENDESA ECO fusionada con COMPAÑÍA ELECTRICA TARAPACÁ, S.A.	Contractual	Gastos financieros	1
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	INMOBILIARIA MANSO DE VELASCO LIMITADA	Contractual	Gastos financieros	1
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	5
ENEL, S.P.A	BOLONIA REAL ESTATE, S.L.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	10
ENEL, S.P.A	ENEL INSURANCE N.V.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	105
ENEL, S.P.A	ENEL INSURANCE N.V.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	310
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	4.760
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA XXI, S.L.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	10
ENEL, S.P.A	ENDESA OPERACIONES Y SERVICIOS COMERCIALES, S.L.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	85
ENEL, S.P.A	ENDESA SERVICIOS, S.L.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	81
ENEL, S.P.A	ENDESA GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	4.020
ENEL, S.P.A	CARBOEX, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	141
ENEL, S.P.A	EMPRESA CARBONÍFERA DEL SUR, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	280
ENEL, S.P.A	UNIÓN ELÉCTRICA DE CANARIAS GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	2.080
ENEL, S.P.A	GAS Y ELECTRICIDAD GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	923
ENEL, S.P.A	ENERGÍAS DE ARAGÓN I, S.L.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	40
ENEL, S.P.A	ENDESA GENERACIÓN PORTUGAL, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	227
ENEL, S.P.A	DISTRIBUIDORA ELÉCTRICA DEL PUERTO DE LA	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	30

	CRUZ, S.A.
ENEL, S.P.A	ENDESA RED, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o	41
ENEL, S.P.A	ENDESA DISTRIBUCIÓN	Contractual	colaboración Contratos de gestión o	15.020
ENEL, S.P.A	ELÉCTRICA, S.L. ENDESA INGENIERÍA, S.L.	Contractual	colaboración Contratos de gestión o colaboración	130
ENEL, S.P.A	ENDESA GAS, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	5
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Arrendamie ntos	20
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	CENTRAIS ELÉTRICAS CACHOEIRA DOURADA, S.A.	Contractual	Arrendamie ntos	7
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	AMPLA ENERGIA E SERVIÇOS, S.A.	Contractual	Arrendamie ntos	561
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	CENTRAL GERADORA TERMELETRICA FORTALEZA, S.A.	Contractual	Arrendamie ntos	16
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	COMPANHIA ENERGETICA DO CEARA, S.A.	Contractual	Arrendamie ntos	515
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	COMPAÑÍA DE INTERCONEXION ENERGÉTICA, S.A.	Contractual	Arrendamie ntos	9
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	29.092
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	128
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	1.328
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	580
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	1.077
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	194
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	31.560
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	660
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	10
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	130
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA OPERACIONES Y SERVICIOS COMERCIALES, S.L.	Contractual	Recepción de servicios	10.999
ENEL, S.P.A	ENDESA OPERACIONES Y SERVICIOS COMERCIALES, S.L.	Contractual	Recepción de servicios	12
ENEL, S.P.A	ENDESA OPERACIONES Y SERVICIOS	Contractual	Recepción de servicios	110

	COMERCIALES, S.L.
	ENDESA	Contractual	Recepción
	OPERACIONES Y		de servicios
ENEL, S.P.A	SERVICIOS			70
	COMERCIALES, S.L.
	ENDESA	Contractual	Recepción
ENEL, S.P.A	OPERACIONES Y		de servicios	129
	SERVICIOS
	COMERCIALES, S.L.
ENEL ENERGY	ENDESA	Contractual	Recepción	2.781
EUROPE, S.R.L.	SERVICIOS, S.L.		de servicios
ENEL ENERGY	ENDESA	Contractual	Recepción	14.340
EUROPE, S.R.L.	GENERACIÓN, S.A.		de servicios
ENEL, S.P.A	ENDESA GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	3.290
	ENDESA	Contractual	Recepción
ENEL, S.P.A	GENERACIÓN, S.A.		de servicios	300
	ENDESA	Contractual	Recepción
ENEL, S.P.A	GENERACIÓN, S.A.		de servicios	60
	ENDESA	Contractual	Recepción
ENEL, S.P.A	GENERACIÓN, S.A.		de servicios	110
ENEL, S.P.A	ENDESA	Contractual	Recepción	840
	GENERACIÓN, S.A.		de servicios
	ASOCIACIÓN	Contractual	Recepción
ENEL ENERGY	NUCLEAR ASCÓ		de servicios	162
EUROPE, S.R.L.	VANDELLÓS II,
	A.I.E.
ENEL ENERGY	CARBOEX, S.A.	Contractual	Recepción	447
EUROPE, S.R.L.	EMPRESA	Contractual	de servicios Recepción
ENEL ENERGY	CARBONÍFERA DEL		de servicios	431
EUROPE, S.R.L.	SUR, S.A.
	UNIÓN ELÉCTRICA	Contractual	Recepción
ENEL ENERGY	DE CANARIAS		de servicios	2.870
EUROPE, S.R.L.	GENERACIÓN, S.A.
	UNIÓN ELÉCTRICA	Contractual	Recepción
ENEL, S.P.A	DE CANARIAS		de servicios	10
	GENERACIÓN, S.A.
ENEL ENERGY	GAS Y	Contractual	Recepción
EUROPE, S.R.L.	ELECTRICIDAD		de servicios	1.146
	GENERACIÓN, S.A.
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ELECGAS, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	5
ENEL ENERGY		Contractual	Recepción
EUROPE, S.R.L.	ENDESA RED, S.A.		de servicios	1.000
	ENDESA	Contractual	Recepción
ENEL, S.P.A	DISTRIBUCIÓN		de servicios	3.000
	ELÉCTRICA, S.L.
ENEL ENERGY	ENDESA	Contractual	Recepción
EUROPE, S.R.L.	DISTRIBUCIÓN		de servicios	61.420
	ELÉCTRICA, S.L.
	ENDESA	Contractual	Recepción
ENEL, S.P.A	DISTRIBUCIÓN		de servicios	680
	ELÉCTRICA, S.L.
ENEL, S.P.A	ENDESA DISTRIBUCIÓN	Contractual	Recepción de servicios	60
	ELÉCTRICA, S.L.
	INTERNATIONAL	Contractual	Recepción
ENEL, S.P.A	ENDESA B.V.		de servicios	180
	ENDESA	Contractual	Recepción
ENEL ENERGY	LATINOAMÉRICA,		de servicios	500
EUROPE, S.R.L.	S.A.

ENEL, S.P.A	ENDESA LATINOAMÉRICA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	170
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENERSIS, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	102
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	EMPRESA DISTRIBUIDORA SUR, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	20
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	CODENSA S.A. E.S.P.	Contractual	Recepción de servicios	253
ENEL, S.P.A	CODENSA S.A. E.S.P.	Contractual	Recepción de servicios	95
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	EMPRESA DE ENERGIA DE CUNDINAMARCA, S.A. E.S.P.	Contractual	Recepción de servicios	17
ENEL, S.P.A	ENDESA BRASIL, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	624
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	CHILECTRA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	715
ENEL, S.P.A	CHILECTRA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	227
ENEL, S.P.A	EMPRESA NACIONAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE)	Contractual	Recepción de servicios	68
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	EMPRESA NACIONAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE)	Contractual	Recepción de servicios	431
ENEL, S.P.A	EMPRESA NACIONAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE)	Contractual	Recepción de servicios	501
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	EMGESA, S.A. E.S.P.	Contractual	Recepción de servicios	63
ENEL, S.P.A	EMGESA, S.A. E.S.P.	Contractual	Recepción de servicios	371
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA COSTANERA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	33
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	HIDROELECTRICA EL CHOCÓN, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	13
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	EDEGEL, S.A.A.	Contractual	Recepción de servicios	62
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	INMOBILIARIA MANSO DE VELASCO LIMITADA	Contractual	Recepción de servicios	4
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ICT SERVICIOS INFORMATICOS LIMITADA	Contractual	Recepción de servicios	3
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	EMPRESA DE DISTRIBUCION ELECTRICA LIMA NORTE, S.A.A.	Contractual	Recepción de servicios	188
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA CEMSA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	8
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	EMPRESA ELECTRICA DE PIURA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	14
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Compra de bienes (terminados	67.230

			o en curso)
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA XXI, S.L.	Contractual	Compra de bienes (terminados o en curso)	670
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA XXI, S.L.	Contractual	Compra de bienes (terminados o en curso)	1.160
ENEL, S.P.A	ENDESA GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Compra de bienes (terminados o en curso)	280
ENEL, S.P.A	ENDESA GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Compra de bienes (terminados o en curso)	48.654
ENEL, S.P.A	CARBOEX, S.A.	Contractual	Compra de bienes (terminados o en curso)	5.600
ENEL, S.P.A	ENDESA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, S.L.	Contractual	Compra de bienes (terminados o en curso)	46.280
ENEL, S.P.A	EMPRESA NACIONAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE)	Contractual	Compra de bienes (terminados o en curso)	9.294
ENEL, S.P.A	EMPRESA NACIONAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE)	Contractual	Compra de bienes (terminados o en curso)	64
ENEL, S.P.A	EMPRESA ELECTRICA PEHUENCHE, S.A.	Contractual	Compra de bienes (terminados o en curso)	2
ENEL, S.P.A	EMPRESA ELECTRICA PEHUENCHE, S.A.	Contractual	Compra de bienes (terminados o en curso)	35
ENEL, S.P.A.	EMPRESA NACIONAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE)	Contractual	Compra de bienes (terminados o en curso)	1.744
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Perdidas por baja o enajenación de activos	70
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Otros gastos	10
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Otros gastos	100
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Otros gastos	140
ENEL, S.P.A	ENDESA GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Otros gastos	780
ENEL, S.P.A	ENDESA GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Otros gastos	184.270
ENEL, S.P.A	ENDESA CARBONO, S.L liquidada en Diciembre 2013	Contractual	Otros gastos	10

ENEL, S.P.A	ENDESA INGENIERÍA, S.L.	Contractual	Otros gastos	40
ENEL, S.P.A	ENDESA INGENIERÍA, S.L.	Contractual	Otros gastos	220
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	CODENSA S.A. E.S.P.	Contractual	Otros gastos	28
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA BRASIL, S.A.	Contractual	Otros gastos	10
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Ingresos financieros	8
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Ingresos financieros	34
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA FINANCIACIÓN FILIALES, S.A.	Contractual	Ingresos financieros	1.560
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENERSIS, S.A.	Contractual	Ingresos financieros	4
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	CODENSA S.A. E.S.P.	Contractual	Ingresos financieros	7
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	CHILECTRA, S.A.	Contractual	Ingresos financieros	100
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	EMPRESA NACIONAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE)	Contractual	Ingresos financieros	21
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	EMGESA, S.A. E.S.P.	Contractual	Ingresos financieros	2
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	31
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	5.661
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	133
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	136
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	66
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	6.725
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	183
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	258
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	340
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	783
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA SERVICIOS, S.L.	Contractual	Arrendamie ntos	4.819
ENEL, S.P.A	ENDESA GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Arrendamie ntos	2.500
ENEL, S.P.A	ENDESA	Contractual	Arrendamie	919

	SERVICIOS, S.L.		ntos
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Prestación de servicios	232
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	BOLONIA REAL ESTATE, S.L.	Contractual	Prestación de servicios	30
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Prestación de servicios	90
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA SERVICIOS, S.L.	Contractual	Prestación de servicios	4
ENEL, S.P.A	ENDESA	Contractual	Prestación	20
ENEL, S.P.A	SERVICIOS, S.L. ENDESA	Contractual	de servicios Prestación	160
ENEL, S.P.A	GENERACIÓN, S.A. ENDESA	Contractual	de servicios Prestación	360
ENEL, S.P.A	GENERACIÓN, S.A. ENDESA	Contractual	de servicios Prestación	110
ENEL, S.P.A	GENERACIÓN, S.A. ENDESA RED, S.A.	Contractual	de servicios Prestación	147
	ENDESA	Contractual	de servicios Prestación
ENEL, S.P.A	DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, S.L.		de servicios	610
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, S.L.	Contractual	Prestación de servicios	1.430
ENEL, S.P.A	ENDESA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, S.L.	Contractual	Prestación de servicios	300
ENEL, S.P.A	ENDESA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, S.L.	Contractual	Prestación de servicios	50
ENEL, S.P.A	ENDESA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, S.L.	Contractual	Prestación de servicios	170
ENEL, S.P.A	ENDESA LATINOAMÉRICA, S.A.	Contractual	Prestación de servicios	500
ENEL, S.P.A	ENERSIS, S.A.	Contractual	Prestación de servicios	49
ENEL, S.P.A	CHILECTRA, S.A.	Contractual	Prestación de servicios	2
ENEL, S.P.A	CHILECTRA, S.A.	Contractual	Prestación de servicios	3
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Venta de bienes (terminados o en curso)	12.600
ENEL, S.P.A	ENDESA GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Venta de bienes (terminados o en curso)	17.010
ENEL, S.P.A	ENDESA INGENIERÍA, S.L.	Contractual	Venta de bienes (terminados o en curso)	360
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA INGENIERÍA, S.L.	Contractual	Venta de bienes (terminados o en curso)	30
ENEL, S.P.A	EMPRESA NACIONAL DE ELECTRICIDAD,	Contractual	Venta de bienes (terminados	411

	S.A. (CHILE)		o en curso)
ENEL, S.P.A	EMPRESA NACIONAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE)	Contractual	Venta de bienes (terminados o en curso)	11
ENEL, S.P.A	EMPRESA ELECTRICA PEHUENCHE, S.A.	Contractual	Venta de bienes (terminados o en curso)	130
ENEL, S.P.A	EMPRESA ELECTRICA PEHUENCHE, S.A.	Contractual	Venta de bienes (terminados o en curso)	332
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Otros ingresos	5
ENEL, S.P.A	ENDESA GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Otros ingresos	29.400
ENEL, S.P.A	ENDESA GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Otros ingresos	109.680
ENEL, S.P.A	ENDESA ECO fusionada con COMPAÑÍA ELECTRICA TARAPACÁ, S.A.	Contractual	Otros ingresos	359
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA, S.A.	Contractual	Compra de activos materiales, intangibles u otros activos	28.621
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	BOLONIA REAL ESTATE, S.L.	Contractual	Compra de activos materiales, intangibles u otros activos	440
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Compra de activos materiales, intangibles u otros activos	27.340
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Compra de activos materiales, intangibles u otros activos	2.830
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	UNIÓN ELÉCTRICA DE CANARIAS GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Compra de activos materiales, intangibles u otros activos	150
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	GAS Y ELECTRICIDAD GENERACIÓN, S.A	Contractual	Compra de activos materiales, intangibles u otros activos	16
ENEL, S.P.A	ENDESA DISTRIBUCIÓN	Contractual	Compra de activos	640

	ELÉCTRICA, S.L.		materiales, intangibles u otros activos
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, S.L.	Contractual	Compra de activos materiales, intangibles u otros activos	16.020
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA FINANCIACIÓN FILIALES, S.A.	Contractual	Acuerdos de financiación : créditos y aportacione s de capital (prestamist a)	1.000.000
ENEL, S.P.A	ENDESA LATINOAMÉRICA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	8.620

D.3 Detalle las operaciones significativas por su cuantía o relevantes por su materia realizadas entre la sociedad o entidades de su grupo, y los administradores o directivos de la sociedad:

Nombre o denominación social de los administradores o directivos	Nombre o denominación social de la parte vinculada	Vínculo	Naturaleza de la operación	Importe (miles de euros)

D.4 Informe de las operaciones significativas realizadas por la sociedad con otras entidades pertenecientes al mismo grupo, siempre y cuando no se eliminen en el proceso de elaboración de estados financieros consolidados y no formen parte del tráfico habitual de la sociedad en cuanto a su objeto y condiciones.

En todo caso, se informará de cualquier operación intragrupo realizada con entidades establecidas en países o territorios que tengan la consideración de paraíso fiscal:

Denominación social de la	Breve descripción de la	Importe
entidad de su grupo	operación	(miles de euros)

• D.5 Indique el importe de las operaciones realizadas con otras partes vinculadas.
• D.6 Detalle los mecanismos establecidos para detectar, determinar y resolver los posibles conflictos de intereses entre la sociedad y/o su grupo, y sus consejeros, directivos o accionistas significativos.

El artículo 29 del Reglamento del Consejo de Administración, dispone que los consejeros no podrán utilizar el nombre de la sociedad ni invocar su condición de consejeros de la misma para la realización de operaciones por cuenta propia o de personas a ellos vinculadas.

Asimismo, ningún consejero podrá realizar, en beneficio propio o de personas a él vinculadas, inversiones o cualesquiera operaciones ligadas a los bienes de la sociedad, de las que haya tenido conocimiento con ocasión del ejercicio del cargo, cuando la inversión o la operación hubiera sido ofrecida a la sociedad o la sociedad tuviera interés en ella, siempre que la sociedad no haya desestimado dicha inversión u operación sin mediar influencia del consejero.

Por ello, los consejeros deberán comunicar al consejo de administración cualquier situación de conflicto, directo o indirecto, que pudieran tener, con el interés de la sociedad. En caso de conflicto, el consejero afectado se abstendrá de intervenir en los acuerdos o decisiones relativos a la operación a que el conflicto se refiera y, en todo caso, las situaciones de conflicto de intereses en que se encuentren los consejeros de la sociedad serán objeto de información de conformidad con la legislación vigente.

Los consejeros deberán comunicar la participación directa o indirecta que, tanto ellos como las personas vinculadas, tuvieran en el capital de una sociedad con el mismo, análogo o complementario género de actividad al que constituya el objeto social, así como los cargos o las funciones que en ella ejerzan, todo ello de conformidad con la legislación vigente.

Asimismo, el consejero deberá informar de la realización de actividades por cuenta propia o ajena, en sociedades con el mismo, análogo o complementario género de actividad del que constituya el objeto social. Dicha información se difundirá en la memoria de conformidad con la legislación vigente.

En este sentido, se detalla quienes tendrán la consideración de personas vinculadas a los consejeros:

• A) El cónyuge del consejero o las personas con análoga relación de afectividad.
• B) Los ascendientes, descendientes y hermanos del consejero o del cónyuge del consejero.
• C) Los cónyuges de los ascendientes, de los descendientes y de los hermanos del consejero.
• D) Las sociedades en las que el Consejero, por sí o por persona interpuesta, se encuentre en alguna de las situaciones contempladas en el apartado primero del artículo 42 del Código de Comercio.

Y se detalla con respecto al consejero persona jurídica, quienes son personas vinculadas:

• A) Los socios que se encuentren, respecto del consejero persona jurídica, en alguna de las situaciones de control contempladas en la Ley.
• B) Los consejeros, de derecho o de hecho, los liquidadores, y los apoderados con poderes generales del consejero persona jurídica.
• C) Las sociedades que formen parte del mismo grupo y sus socios.
• D) Las personas que respecto del representante del consejero persona jurídica tengan la consideración de personas vinculadas a los consejeros de conformidad con lo que se establece en el párrafo anterior.

Por otra parte, el artículo 26 del Reglamento del Consejo, establece cuales son los deberes de los Consejeros, ya que es función de todos los Consejeros contribuir a la función del Consejo de impulsar y supervisar la gestión de la sociedad. Asimismo, en el desempeño de sus funciones, obrarán con fidelidad al interés social, lealtad y diligencia. Su actuación se guiará únicamente por el interés social, interpretado con plena independencia, procurando siempre la mejor defensa y protección de los intereses del conjunto de los accionistas, de quienes procede su mandato y ante quienes rinden cuentas.

En particular, deben cumplir con lo establecido en el punto C):

Comunicar las operaciones realizadas por familiares y por sociedades vinculadas patrimonialmente al Consejero, que tengan relevancia para la gestión de la sociedad.

Por último, establece el Reglamento Interno de Conducta en relación a los conflictos de intereses que:

Las personas afectadas deberán informar al Secretario General sobre los posibles conflictos de intereses que puedan surgir con la titularidad del patrimonio personal o familiar o con cualquier causa que interfiera en el ejercicio de las actividades que son objeto de este Reglamento.

En caso de duda sobre la existencia de un conflicto de intereses, las personas sujetas deberán consultar al Secretario General que resolverá por escrito. El Secretario General podrá elevar el asunto al Comité de Auditoría y Cumplimiento, cuando por su trascendencia o dificultad lo estime conveniente.

Si el afectado por un posible conflicto de intereses es un miembro del Comité de Auditoría y Cumplimiento o el Consejero Delegado, será el Comité el que resolverá sobre la existencia o no del mismo. Si el afectado fuera el Secretario General, deberá comunicar al Consejero Delegado el posible conflicto para que resuelva sobre su existencia o, en su caso, eleve el asunto al Comité de Auditoría y Cumplimiento.

D.7 ¿Cotiza más de una sociedad del Grupo en España?

No

Identifique a las sociedades filiales que cotizan en España:

Indique si han definido públicamente con precisión las respectivas áreas de actividad y eventuales relaciones de negocio entre ellas, así como las de la sociedad dependiente cotizada con las demás empresas del grupo;

Identifique los mecanismos previstos para resolver los eventuales conflictos de intereses entre la filial cotizada y las demás empresas del grupo:

E SISTEMAS DE CONTROL Y GESTION DE RIESGOS

E.1 Explique el alcance del Sistema de Gestión de Riesgos de la sociedad.

El Gobierno de los Riesgos consiste en guiar y dirigir el conjunto de acciones estratégicas, organizativas y operativas al objeto de que los gestores puedan maximizar la rentabilidad de la empresa, la preservación o incremento de su patrimonio y fondos propios y la certidumbre en su consecución por encima de determinados niveles, evitando que eventos futuros puedan influir negativamente en la consecución de los objetivos de rentabilidad fijados por la empresa. El Gobierno de los Riesgos forma parte del Gobierno Corporativo y es impulsado por la Alta Dirección de la Compañía. Para que sea eficaz, el riesgo debe ser considerado como un elemento más de los Planes Operativos; siendo preciso identificar y analizar qué factores pueden afectar a la consecución de los objetivos empresariales y sus consecuencias cuantificadamente con el fin de determinar las acciones necesarias para que dichos objetivos puedan ser alcanzados con mayor certidumbre. Los principios generales para el Gobierno de los Riesgos en Endesa son los siguientes:

• 1. Se establecen estrategias globales de riesgo, desarrolladas a nivel táctico y operativo, que servirán para orientar la definición y despliegue de los diferentes niveles y tipos de riesgo dentro de la compañía, coherentes con los objetivos de Negocio y de la empresa.
• 1. En cada país existe un Comité de Riesgos encargado de definir, aprobar y actualizar los criterios y principios básicos en los que se han de inspirar las actuaciones relacionadas con el riesgo.
• 1. Los Comités de Riesgos son, además, los órganos responsables de aprobar la estrategia y las políticas de Riesgos, dentro de las cuales deben desarrollar su actividad los Negocios y Áreas Corporativas.
• 1. Cualquier actuación que pueda suponer niveles de riesgo superiores a los establecidos por los Comités de Riesgos debe contar con su aprobación.
• 1. Además de los mencionados órganos, el Gobierno de Riesgos se organiza operativamente a través de la existencia de las funciones de Control de Riesgos y de Gestión de Riesgos, siendo ambas funciones independientes.

El Sistema de Control de Riesgos de Endesa, en el que el riesgo global se define como el riesgo resultante de la consolidación de todos los riesgos a los que está expuesta, considerando los efectos de mitigación entre las diferentes exposiciones y categorías del mismo, permite la consolidación de las exposiciones al riesgo de las unidades y áreas de negocio de la Compañía y su valoración, así como la elaboración de la correspondiente información de gestión para la toma de decisiones en términos de riesgo y de empleo adecuado de capital.

El Proceso de Control y Gestión de Riesgos obedece a un modelo basado, por una parte, en el estudio permanente del perfil de riesgo, en las mejores prácticas actuales en el sector energético o de referencia en la gestión de riesgos, en criterios de homogeneidad de las mediciones, en la separación entre gestores y controllers de riesgo, y, por otra parte, en asegurar la conexión entre el riesgo asumido y los recursos necesarios para operar los negocios optimizando la relación riesgo-retorno de los negocios.

El Ciclo de Control y Gestión de Riesgos es el conjunto de actividades relacionadas con la identificación, medición, control y gestión de los distintos riesgos incurridos por los Negocios y la Corporación y está orientado a que exista un control y gestión adecuados de los riesgos.

• Identificación. El objetivo de la identificación de riesgos es el mantenimiento de un repositorio priorizado y actualizado de todos los

riesgos asumidos por la corporación a través de la participación coordinada y eficiente de todos los niveles de la Compañía. El proceso se fundamenta en las siguientes tareas:

• · Capturar de manera continua los nuevos riesgos/oportunidades relevantes.
• · Incorporar y actualizar de manera periódica las características/descripciones de los riesgos capturados.
• · Obtener una cuantificación preliminar de los riesgos identificados.
• · Obtener una priorización de los riesgos de acuerdo a un conjunto
• de criterios de clasificación por importancia relativa establecidos.
• · Integrar la información obtenida en un Mapa de Riesgos incorporado en el esquema de reporting corporativo.
• Medición. El objetivo de la medición de parámetros que permitan una agregación y comparación de riesgos es la obtención de una cuantificación global de la exposición al riesgo asumida, incluyendo todas las posiciones del Grupo. En función del ámbito de toma de decisiones se utilizan las siguientes métricas: Valor en Riesgo, EBITDA en Riesgo, Margen en Riesgo. Este objetivo se consigue a través de la realización de las siguientes tareas:
  • · Obtención en tiempo de información única, consistente y fiable de posiciones y factores de riesgo.
  • · Modelización de posiciones y factores de riesgo de forma consistente.
  • · Obtención de las métricas que integren todos los riesgos del Grupo Endesa.
  • · Obtención de métricas complementarias que permitan el entendimiento de la estructura de riesgo asumida.
  • · Incorporación al esquema de reporting de riesgos de la información elaborada a partir del proceso de medición.
• Control. El objetivo del control de riesgos es garantizar la adecuación de los riesgos asumidos por Endesa. Este objetivo se consigue a través de las siguientes tareas:
  • · Se definen referencias cuantitativas (límites) que reflejan la estrategia de Endesa y la predisposición al riesgo establecida por la Alta Dirección.
  • · Se realiza el seguimiento de los límites establecidos.
  • · Se identifican y toman en consideración posibles incumplimientos de los límites fijados.
  • · Se establecen las acciones, procesos y flujos de información necesarios para proporcionar la posibilidad de revisar la estructura de límites de forma temporal con el fin de aprovechar oportunidades específicas surgidas en cada actividad.
• Gestión. El objetivo de la gestión de riesgos es la ejecución de las acciones encaminadas a la adecuación de los niveles de riesgo asumidos en cada nivel de la Compañía, a la predisposición y tolerancia al riesgo fijada.

E.2 Identifique los órganos de la sociedad responsables de la elaboración y ejecución del Sistema de Gestión de Riesgos.

Comité de Riesgos a nivel País

Objetivos:

• Asegurar la participación de la Alta Dirección en las decisiones estratégicas de la gestión y el control de los riesgos.
• Garantizar la coordinación entre la unidad de gestión de riesgo de los países y las unidades operativas de las Líneas de Negocio.
• Proporcionar una visión integrada del riesgo por Áreas de Negocio en cada país.

Funciones:

• Aprobar las políticas de gestión de riesgos en los países.
• Ser informado de los límites de riesgo aprobados por los Comités de Riesgos del Grupo.
• Proponer estrategias de gestión de riesgos para operaciones "extraordinarias".
• Analizar la exposición y la gestión de los riesgos de cada Área de Negocio.

Composición:

• Administración, Finanzas y Control
• Regulación y Medio Ambiente
• Auditoría
• Eficiencia Energética
• Distribución
• Generación
• Gestión de Riesgos
• Gestión de la Energía
• Comercialización

Comisión de Riesgos Financieros a nivel País.

Objetivos:

• Coordinación entre unidades de Gestión de Riesgos y unidades de finanzas
• Apoyar al Comité de Riesgos en los análisis de riesgos financieros

Actividades:

• Análisis de riesgos financieros
• Análisis ex-ante de las operaciones relevantes
• Evaluación de nuevos tipos de instrumentos

Composición:

• AFC (área finanzas y económica)
• Gestión de Riesgos País
• Finanzas Holding
• Gestión de Riesgos Holding

Comisión de Riesgos de Crédito y Contraparte a nivel País.

Objetivos:

• Coordinación entre unidades de Gestión de Riesgos y unidades de negocio
• Apoyar al Comité de Riesgos en los análisis de riesgos de crédito y contraparte

Actividades:

• Análisis de riesgos crédito y contraparte.
• Favorecer el intercambio de visiones de entorno de crédito.

Composición:

• Riesgos Comercialización Grandes Clientes
• Riesgos Comercialización Gran Público
• Riesgos Gestión de Energía
• Riesgos Finanzas
• Gestión de Riesgos a nivel País
• Gestión de Riesgos Crédito Holding

E.3 Señale los principales riesgos que pueden afectar a la consecución de los objetivos de negocio.

Los riesgos a los que se enfrenta Endesa en el desarrollo de su actividad se agrupan en:

• Riesgo de negocio: dentro de esta tipología de riesgo se incluye:
  • · Riesgo Legal, que se corresponde con las incertidumbres derivadas de acciones legales o de las Administraciones a la aplicación e interpretación de contratos, leyes o regulación.
  • · Riesgo Estratégico y Regulatorio, que es aquel ligado a posibles pérdidas de valor o resultados derivados de las incertidumbres estratégicas, cambios en el entorno y en el mercado/competencia, y alteraciones en el marco regulatorio. Incluye el riesgo país, el riesgo de limitación de dividendos, el de expropiación total o vía regulación expropiante.
• Riesgo de mercado: riesgo de que variaciones en precios y variables de mercado produzcan cambios en el valor o margen de empresa. Estos riesgos se clasifican en:
  • · Riesgo de commodity, o riesgo de que los precios de las materias primas combustibles o energía, en sus divisas de cotización respectivas varíen.
  • · Riesgo de tipo de interés: riesgo ante variaciones de los tipos de interés y márgenes crediticios o inflación.
  • · Riesgo de tipo de cambio: riesgo ligado a la variación en la paridad de las monedas.
  • · Riesgo de liquidez y financiación: en relación con el pasivo, es el riesgo ligado a la imposibilidad de realizar transacciones o al incumplimiento de obligaciones procedentes de las actividades operativas o financieras por falta de fondos o acceso a los mercados financieros. En relación con el activo es el riesgo de no poder obtener en un momento dado adquirente del activo para la venta a precio de mercado o la falta de precio de mercado.
  • · Riesgo de renta variable, o riesgo ante las variaciones de precio de acciones u otros índices de renta variable.
  • · Riesgo de crédito o riesgo de contraparte: es el riesgo de insolvencia, concurso de acreedores o quiebra o de posibles incumplimientos de pago de obligaciones dinerarias cuantificables, por parte de las contrapartes a las que la empresa ha otorgado efectivamente crédito neto, por cualquier causa, y están pendientes de liquidación o cobro.
  • · Riesgo operacional: es el riesgo de incurrir en pérdidas como consecuencia de la no existencia o existencia inadecuada de procedimientos, recursos humanos y sistemas, o por acontecimientos externos.

E.4 Identifique si la entidad cuenta con un nivel de tolerancia al riesgo.

Los límites son definidos y diseñados para garantizar un nivel de riesgo coherente con los objetivos asignados a los negocios. Límites y umbrales se definen para asegurar un proceso efectivo de gestión del riesgo.

Se han implementado modelos y sistemas para el análisis, medición y monitorización de los riesgos, que proporcionan información sobre los mismos y aseguran la homogeneidad a través de todo el Grupo.

Existen procedimientos específico para gestionar los riesgos dentro de las distintas líneas de negocio mediante los que se analiza toda la información relevante para evaluar adecuadamente los factores de riesgo y cambios en las condiciones del negocio.

Las actividades de medición del riesgo, monitorización y reporting están enfocadas en las exposiciones de riesgo a nivel de Grupo y a nivel de las Unidades de negocio respecto de los límites y umbrales fijados.

A este respecto, se realizan diferentes actividades:

• Se valoran riesgos locales para garantizar que los factores de riesgo derivados de nuevos contratos o iniciativas de negocio son monitorizados.
• Se analiza el mercado de cada país y la evolución de la cartera para asegurar la coherencia y la utilidad de los indicadores de riesgo.
• Se analiza la información sobre la exposición y las coberturas y realiza una primera estimación de los indicadores de riesgo.
• Se revisa y comunica internamente toda la información relativa a la exposición local al riesgo.
• Se desarrolla una labor continua de monitorización de datos históricos para la calibración de modelos y comprensión de los mercados locales.
• Se asegura una medida y monitorización apropiada de las exposiciones a riesgos.

E.5 Indique qué riesgos se han materializado durante el ejercicio.

Riesgo materializado en el ejercicio: Existe una exposición constante a riesgos como el regulatorio, de tipos de interés, de cambio...

Circunstancias que lo han motivado: Los riesgos se han mantenido en el ejercicio dentro de términos normales y acordes con la actividad desarrollada.

Funcionamiento de los sistemas de control: Los sistemas de control han funcionado adecuadamente.

E.6 Explique los planes de respuesta y supervisión para los principales riesgos de la entidad.

El sistema de límites de riesgos se basa en la definición de límites y umbrales.

En caso de traspaso de los límites, la Unidad de Riesgos analiza la situación puede autorizar el traspaso. En caso de traspaso por encima de un determinado umbral, el Comité involucrado será convocado.

La decisión final la tomará el Comité autorizando una exención o revisión de limite o procediendo a ordenar la liquidación de las posiciones necesarias para cumplir los límites establecidos.

F SISTEMAS INTERNOS DE CONTROL Y GESTIÓN DE RIESGOS EN RELACIÓN CON EL PROCESO DE EMISIÓN DE LA INFORMACIÓN FINANCIERA (SCIIF)

Describa los mecanismos que componen los sistemas de control y gestión de riesgos en relación con el proceso de emisión de información financiera (SCIIF) de su entidad.

Introducción.

Los requisitos de transparencia de los mercados de valores han evolucionado de forma notable en los últimos años. En particular, las normas de preparación de la información financiera, a las que están sometidas las entidades cotizadas, se han sofisticado y su complejidad ha aumentado de forma muy considerable. Para dar respuesta a los retos planteados, resulta imprescindible que los sistemas de control interno evolucionen de forma adecuada y sean capaces de proporcionar una seguridad razonable sobre la fiabilidad de la información financiera que suministran al mercado las entidades cotizadas.

Asimismo, los grupos de interés exigen de las empresas cada vez mayores compromisos con la protección de los intereses de sus accionistas, clientes, empleados, acreedores, proveedores y de la sociedad en su conjunto. Estas nuevas exigencias se materializan, entre otros aspectos, en el establecimiento, por parte de las compañías, de medidas concretas para reforzar la confianza en la información financiera de todo tipo que se proporciona al exterior.

Un aspecto fundamental para reforzar esta confianza es el establecimiento de sistemas de control interno de la información financiera eficaces, que permitan:

• Proporcionar una información financiera fiable y de calidad con la involucración de toda la Organización.
• Sistematizar y formalizar los controles sobre la información financiera, obteniendo mejoras y mayor eficiencia como consecuencia de la utilización de las mejores prácticas.

En este contexto, a propuesta de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (en adelante, "CNMV"), en 2010 se constituyó un Grupo de Trabajo de Control Interno sobre la Información Financiera (en adelante, "GTCI"), con la finalidad de elaborar un conjunto de recomendaciones acerca del Sistema de Control Interno sobre la Información Financiera (en adelante, "SCIIF"). Los trabajos del GTCI se centraron en conseguir tres objetivos básicos:

• (i) Revisar el marco regulatorio español en materia de control interno sobre la información financiera,
• (ii) establecer un marco de referencia de principios y buenas prácticas relativas a los SCIIF, incluyendo la supervisión de su funcionamiento, y
• (iii) contribuir a mejorar la transparencia de la información que las entidades cotizadas difundan a los mercados de valores sobre su SCIIF.

La legislación española incorpora las regulaciones en materia de control interno previstas en la Directiva Comunitaria 2006/46, la cual requiere que las entidades faciliten a los mercados una descripción de las principales características de los sistemas internos de control y gestión de riesgos en relación con el proceso de emisión de información financiera.

La Ley 2/2011, de 4 de marzo, de Economía Sostenible introdujo un nuevo artículo 61 bis de la Ley 24/1988, de 28 de julio, del Mercado de Valores en el que se regula el contenido mínimo del informe de gobierno corporativo. La Ley contempla la obligación de incorporar en dicho informe una descripción de las principales características de los sistemas internos de control y gestión de riesgos en relación con el proceso de emisión de la información financiera.

Este mandato de la Ley se desarrolla reglamentariamente en la Circular 5/2013 de 12 de Junio de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (en adelante "CNMV") sobre el modelo de informe anual de gobierno corporativo de las sociedades anónimas cotizadas, en el que se indica el contenido del informe sobre el modelo de control interno de la información financiera exigido por la Ley del Mercado de Valores.

Endesa forma parte integrante del grupo empresarial europeo ENEL, el cual aplica lo establecido en las Directivas Comunitarias y la ley italiana "Testo Unico della Finanza" con el objetivo de alcanzar los más altos estándares de eficacia y transparencia de su sistema de control interno de la información financiera, A tal efecto ENEL ha diseñado un SCIIF homogéneo aplicable a todas las empresas del grupo y ajustado a todas las legislaciones donde el grupo está presente.

La adaptación del SCIIF de ENDESA a la metodología del SCIIF del Grupo ENEL se está realizando de forma progresiva, de forma que en 2013 ya ha sido totalmente implantada en el ámbito de España y Portugal, estando actualmente en proceso de homogeneización para el ámbito de Latinoamérica. ENDESA S.A., y sus sociedades

filiales (en adelante "ENDESA"), que desde 2005 tiene organizado formalmente un SCIIF, ha elaborado el presente informe siguiendo el modelo previsto en la Circular de la CNMV anteriormente citada.

Visión general sobre el SCIIF de ENDESA, S.A.

El reporte financiero es una función crítica de comunicación con los accionistas, con los inversores, con las entidades de financiación y con los Organismos Supervisores, que se alimenta de la información procedente de diversas fuentes. De hecho, prácticamente todas las unidades organizativas de ENDESA aportan, en mayor o menor medida, datos relevantes para la elaboración de la información financiera. Por ello, el cumplimiento de los objetivos de transparencia y veracidad de la información es responsabilidad, además de la Dirección General Económico-Financiera, de todas las unidades que forman ENDESA, en sus respectivos ámbitos de actuación. Es precisamente esta corresponsabilización de todas las áreas uno de los elementos clave del funcionamiento del SCIIF de ENDESA.

El SCIIF de la Sociedad descansa en dos tipos de controles:

• (i) Controles generales (constituidos por elementos como la existencia de un Comité de Auditoría, un Código de Ética, una función de Auditoría Interna, una estructura organizativa adecuada, etc.), y
• (ii) Controles en las diferentes áreas sobre las transacciones con impacto en el reporte financiero.

Actualmente el SCIIF de ENDESA definido, actualizado y monitoreado por parte de las Unidades de Control Interno de cada uno de los países en los que ENDESA opera con el apoyo y coordinación por parte del área de Administración del Holding del Grupo Enel consta de 735 procesos (83 en España y Portugal y 652 en Latinoamérica) con un impacto relevante en la información financiera del Grupo. Estos procesos se han caracterizado en 2013, mediante un modelo de documentación homogéneo al modelo del Grupo Enel para España y Portugal mientras que los procesos del ámbito de Latinoamérica se han mantenido con la metodología de documentación anterior a la integración de ENDESA en el Grupo ENEL estando en la actualidad en proceso de homogeneización a la metodología establecida por el Grupo ENEL.

En los procesos mencionados en el párrafo anterior existen 6.921 actividades de control (1.988 en España y Portugal y 4.933 en Latinoamérica). Además, existen 197 actividades de control generales de las tecnologías de la información (ITGC) correspondientes a los procesos y sistemas de información de ámbito global. Para cada una de estas actividades de control, se ha identificado el responsable de su ejecución de forma que se garantice la adecuada trazabilidad de todos los registros empleados en la elaboración de la información financiera.

La documentación generada en relación con las áreas y procesos recoge descripciones detalladas de las transacciones relacionadas con la elaboración de la información financiera desde su inicio hasta su registro en contabilidad y su posterior publicación al exterior, pasando por su autorización y proceso. En este sentido, la documentación se ha elaborado con los siguientes objetivos básicos:

• (i) Identificar los procesos críticos vinculados de forma directa e indirecta a la generación de la información financiera.
• (ii) Identificar los riesgos inherentes a los procesos que pudieran generar errores materiales en la información financiera (típicamente relacionados con los atributos de integridad, validez, registro, corte, valoración y presentación).
• (iii) Identificar y caracterizar los controles establecidos para mitigar dichos riesgos.

Toda la documentación del SCIIF de ENDESA se encuentra recogida en una herramienta tecnológica corporativa que comparte con el Grupo Enel. La información del sistema se actualiza periódicamente, reflejando cualquier cambio en las transacciones y controles de reporte financiero y tiene trazabilidad suficiente para poder ser sometida a revisión de su funcionamiento adecuado.

Esta actualización periódica pretende aprovechar el esfuerzo inicial realizado para mejorar la calidad de los procesos existentes y fortalecer el control sobre los mecanismos de generación de la información financiera.

Semestralmente, la Dirección del Grupo realiza un Proceso de Evaluación del SCIIF. En dicho Proceso de Evaluación, cada uno de los responsables de los controles identificados en el sistema corporativo soporte del SCIIF evalúa tanto el diseño como la efectividad de los controles, existiendo también, dentro del modelo, un proceso de verificación continuo, realizado por la unidad de Auditoría de Control Interno sobre el Reporting Financiero con el fin de validar la evaluación realizada por los responsables de los controles.

Semestralmente, la Dirección de ENDESA en base a las conclusiones del Proceso de Evaluación del SCIIF alcanza una conclusión respecto del adecuado funcionamiento del Control Interno sobre la Información Financiera de ENDESA, estableciendo, en su caso, los correspondientes planes de acción para subsanar las deficiencias u oportunidades de mejora puestas de manifiesto en el Proceso de Evaluación.

Los resultados del Proceso de Evaluación semestral son analizados por el Comité de Auditoría y Cumplimiento del Grupo por delegación del Consejo de Administración como órgano responsable último de asegurar la existencia de un adecuado sistema de control interno en el Grupo.

F.1 Entorno de control de la entidad

Informe, señalando sus principales características de, al menos:

F.1.1. Qué órganos y/o funciones son los responsables de: (i) la existencia y mantenimiento de un adecuado y efectivo SCIIF; (ii) su implantación; y (iii) su supervisión.

Consejo de Administración

El Consejo de Administración de ENDESA tiene la responsabilidad última de la existencia y mantenimiento de un adecuado y efectivo SCIIF que, de acuerdo con su Reglamento, tiene delegada en el Comité de Auditoría y Cumplimiento.

Comité de Auditoría y Cumplimiento

El Reglamento del Consejo de Administración de ENDESA en su Artículo 14 Apartado 8, especifica que la función principal del Comité de Auditoría y Cumplimiento será la de velar por el buen gobierno corporativo y por la transparencia en todas las actuaciones de ENDESA en los ámbitos económicofinanciero, de auditoría externa e interna y cumplimiento.

A tal fin tiene encomendadas las funciones de supervisar el proceso de elaboración y presentación de la información financiera regulada y de supervisar la eficacia del sistema de control interno de ENDESA y los sistemas de gestión de riesgos, así como discutir con los auditores de cuentas o sociedades de auditoría las debilidades significativas del sistema de control interno detectadas en el desarrollo de la auditoría.

Adicionalmente se encarga de supervisar los servicios de auditoría interna velando por la independencia y eficacia de la función de auditoría interna, proponiendo la selección, nombramiento, reelección y cese del responsable del servicio de Auditoría Interna, y recibiendo información periódica sobre sus actividades y verificando que la Alta Dirección tiene en cuenta las conclusiones y recomendaciones de sus informes.

Los miembros del Comité de Auditoría y Cumplimiento se designan teniendo en cuenta sus conocimientos y experiencia en materia de contabilidad, auditoría o gestión de riesgos.

Comité de Transparencia

En el año 2004 se constituyó el Comité de Transparencia, formado por los principales ejecutivos de ENDESA, entre los que se encuentra el Comité Ejecutivo de Dirección (integrado por el Consejero Delegado y las Direcciones Generales de España y Portugal, Latinoamérica, Estrategia, Comunicación, Asesoría Jurídica y Secretaría General, Recursos Humanos y Organización, Económico-Financiera, Sistemas y Telecomunicaciones y Compras) junto con otros miembros de la Dirección de ENDESA directamente relacionados con la elaboración, verificación y divulgación de la información financiera, entre los que se encuentra el Director General de Auditoría. El Comité de Transparencia está presidido por el Consejero Delegado.

El objetivo principal de este Comité es el de velar por el cumplimiento y correcta aplicación de los Principios Generales de la Información Financiera (confidencialidad, transparencia, consistencia y responsabilidad), evaluar los hechos, transacciones, informes u otros aspectos relevantes que son comunicados al exterior, así como determinar la forma y plazos para presentar la información pública.

Asimismo, está entre las funciones del Comité de Transparencia evaluar las conclusiones que le someta la Dirección General Económico-Financiera de ENDESA, en base al informe elaborado por la unidad corporativa de Control Interno sobre el Reporting Financiero (en adelante "ICFR"), sobre el cumplimiento y efectividad de los controles internos de la información financiera y los controles y procedimientos internos de divulgación de información al exterior, formulando acciones correctoras y/o preventivas al respecto, e informando de ello al Comité de Auditoría y Cumplimiento del Consejo de Administración.

Dirección General Económico-Financiera

La Dirección General Económico-Financiera de ENDESA en su actuación de apoyo al Comité de Transparencia, desarrolla en el marco de las políticas y procedimientos del Grupo Enel, las siguientes funciones en relación con el Control Interno de la Información Financiera:

• Proponer al Comité de Transparencia, para su aprobación, las Políticas de Gestión de la información financiera.

• Evaluar, e informar al Comité de Transparencia, sobre la efectividad de los controles, así como de la operatividad de los mismos, y, en su caso, los posibles incumplimientos de las políticas de control interno aprobados, basándose en los certificados de los gestores, en los informes de ICFR y en los informes de la unidad de Auditoría de Control Interno sobre el Reporting Financiero.

• Difundir los procedimientos necesarios para el control interno de la información financiera.

• Supervisar el cumplimiento de los controles internos de la información financiera y los controles y procedimientos internos de divulgación de información al exterior, y presentar un informe periódico con su valoración sobre la efectividad del sistema, para su presentación al Comité de Transparencia.

Unidad de Control Interno

Dentro de la Dirección General Económico-Financiera de ENDESA existe la Unidad de Control Interno, que funcionalmente está integrada dentro de ICFR del Grupo Enel, cuyas funciones son las siguientes:

• Comunicar la aprobación de las políticas y procedimientos de control interno de la información financiera a las distintas sociedades y áreas organizativas de ENDESA.

• Mantener y actualizar el Modelo de Control Interno de la Información Financiera.

• Mantener actualizada la documentación referente a los procedimientos y controles vigentes en cada momento.

• Definir los circuitos de certificación de la evaluación de la efectividad de los controles y procedimientos definidos en el Modelo de Control Interno de la Información Financiera.

Todos los aspectos relacionados con el control interno de la información financiera y la divulgación de información al exterior están regulados en el procedimiento organizativo 188 del Grupo Enel de aplicación en todas las sociedades de ENDESA cuyo objeto es establecer los principios de funcionamiento y los órganos de responsabilidad para el establecimiento y mantenimiento de controles internos de la información financiera y para los controles y procedimientos internos de divulgación al exterior de la información financiera, con el fin de asegurar su fiabilidad, y garantizar que los informes, hechos, transacciones, u otros aspectos relevantes son comunicados al exterior en forma y plazos adecuados.

La Función de Control Interno de la Información Financiera se desarrolla basándose en los riesgos y en el flujo de la información, que representan cualquier circunstancia que pueda impedir o dificultar la obtención, tratamiento y difusión de información de forma fiable y oportuna en el tiempo, de acuerdo con los riesgos identificados, y en los controles internos, que son el conjunto de políticas y procedimientos que permiten identificar, valorar, procesar y registrar, datos de contenido económico-financiero, o no económico-financiero, de una forma consistente, fiable y oportuna en el tiempo. El Sistema de Control Interno de la Información Financiera es evaluado y validado por completo cada semestre.

Asimismo, la unidad de Auditoría del Control Interno sobre el Reporting Financiero, por delegación del Comité de Auditoría y Cumplimiento, realiza por su parte un monitoreo independiente de los controles más relevantes del SCIIF verificando su diseño y su efectividad e informa a éste de las debilidades detectadas durante la ejecución de su trabajo.

F.1.2. Si existen, especialmente en lo relativo al proceso de elaboración de la información financiera, los siguientes elementos:

Departamentos y/o mecanismos encargados: (i) del diseño y revisión de la estructura organizativa; (ii) de definir claramente las líneas de responsabilidad y autoridad, con una adecuada distribución de tareas y funciones; y (iii) de que existan procedimientos suficientes para su correcta difusión en la entidad.

Diseño de la Estructura Organizativa

El diseño y revisión de la estructura organizativa así como la definición de las líneas de responsabilidad y autoridad es realizado por el Consejo de Administración, por medio del Consejero Delegado y del Comité de Nombramientos y Retribuciones (órgano delegado del Consejo de Administración).

El Consejero Delegado y el Comité de Nombramientos y Retribuciones determinan la distribución de tareas y funciones, velando por que exista una adecuada segregación de funciones así como unos sistemas de coordinación entre los diferentes departamentos que garanticen la eficiencia de las operaciones.

La unidad de Organización y Gestión del Cambio es la responsable de diseñar, planificar y difundir el marco de la gestión del cambio para las principales transformaciones organizativas, planificar los programas de cambio y los recursos y los procesos relacionados. También es responsable de definir las directrices para la estructura organizativa del Grupo y para los cambios organizativos relevantes. Asimismo asegura la definición e implementación del sistema global de puestos, realizando directamente la valoración de puestos para posiciones directivas y funciones profesionales clave.

En el ámbito estricto de ENDESA el procedimiento organizativo Nº 030, define y establece los criterios para identificar, desarrollar e implantar las Directivas Organizativas en base a las directrices recibidas del Holding, así como la valoración y evaluación de las posiciones no directivas. Es responsabilidad de la Dirección General de Recursos Humanos y Organización el desarrollo de este procedimiento organizativo.

Las diferentes directivas organizativas se publican en la Intranet de ENDESA estando disponible para todos los empleados de ENDESA.

Código de conducta, órgano de aprobación, grado de difusión e instrucción, principios y valores incluidos (indicando si hay menciones específicas al registro de operaciones y elaboración de información financiera), órgano encargado de analizar incumplimientos y de proponer acciones correctoras y sanciones.

Códigos de conducta

En relación con la normativa interna sobre conducta, ENDESA dispone de los siguientes documentos:

Código Ético

ENDESA tiene un Código Ético aprobado por el Consejo de Administración que expone los compromisos y las responsabilidades éticas, en la gestión de los negocios y de las actividades empresariales, asumidos por los colaboradores de ENDESA y de sus sociedades filiales, sean éstos administradores o empleados, de cualquier tipo, en dichas empresas.

El Código Ético está constituido:

• Por los Principios Generales que rigen las relaciones con las partes implicadas y que definen los valores de referencia en las actividades de ENDESA.
• Por los Criterios de Comportamiento en las relaciones con cada tipo de parte implicada, que proporcionan específicamente las líneas directrices y las normas a las cuales se deben atener los colaboradores de ENDESA para respetar los principios generales y para prevenir el riesgo de comportamientos no éticos.
• Por los Mecanismos de Implementación, que describen las tareas del Comité de Auditoría y Cumplimiento en materia de implantación y control del Código Ético, las tareas de la Dirección General de Auditoría, la comunicación y formación.

Los principios y las disposiciones del Código Ético de ENDESA tienen como destinatarios a los componentes del Consejo de Administración, del Comité de Auditoría y Cumplimiento y de otros órganos de control de ENDESA y de las demás filiales, además de los directivos, los empleados y los colaboradores vinculados a ENDESA por relaciones contractuales derivadas de cualquier título, también ocasionales o temporales.

Entre los Principios Generales recogidos en el Código Ético se encuentra el de "Transparencia e integridad de la información" que establece que "Los colaboradores de ENDESA deberán proporcionar información completa, transparente, comprensible y precisa, de modo que, a la hora de establecer las relaciones con la empresa, los implicados puedan tomar decisiones autónomas y conscientes de los intereses en juego, de las alternativas y las consecuencias relevantes".

Plan de Tolerancia Cero con la Corrupción

El Plan de Tolerancia Cero con la Corrupción aprobado por el Consejo de Administración exige a todos los empleados de ENDESA que sean honestos, transparentes y justos en el desempeño de sus tareas. Los mismos compromisos se exigen a las demás partes interesadas, es decir, a las personas, Grupos e instituciones que contribuyen a la consecución de sus objetivos, o que se encuentran implicados en las actividades que desempeña para lograrlo.

En cumplimiento del décimo principio del Pacto Mundial¹ , al cual se ha adherido ENDESA, "Las empresas se comprometen a combatir la corrupción en todas sus formas, incluyendo la extorsión y el soborno", ENDESA rechaza toda forma de corrupción, tanto directa como indirecta y dispone de un programa para luchar contra la misma.

Estatuto de la Alta Dirección, del Directivo y Código de Conducta de Empleados

El Consejo de Administración aprobó en 2003 normativas específicas aplicables a determinados colectivos de empleados, en concreto las relativas al "Estatuto de la Alta Dirección" y el "Estatuto del Directivo" que son aplicables a aquellos empleados

¹ Programa de actuación promulgado por al Naciones Unidas en julio de 2000 por iniciativa directa de su Secretario General, con el fin de implicar al mundo empresarial en una nueva forma de colaboración con las Naciones Unidas mediante la adhesión a diez principios universales en los ámbitos de los derechos humanos, la protección laboral y la protección al medio ambiente (www.unglobaloact.org).

que tienen la condición de Alta Dirección y Directivo en ENDESA, respectivamente. Asimismo el Consejo de Administración aprobó también en 2003 el Código de Conducta de Empleados que es de aplicación a la totalidad de los empleados de ENDESA.

Estos documentos tienen como objeto establecer el régimen de actuación y comportamiento que deben seguir los miembros de los respectivos colectivos afectados y entre otras exigencias contemplan "asegurarse de que todos los libros, registros y cuentas de la organización de los que puedan ser responsables reflejen de forma íntegra, precisa y oportuna la naturaleza y veracidad de las operaciones".

Además de los Estatutos y Códigos antes mencionados, en 2006 se aprobó el Reglamento de Aplicación del Estatuto del Directivo, Código de Conducta de empleados y de los Pactos de Incompatibilidad y/o No Concurrencia. Este Reglamento recoge los órganos de ENDESA con competencias en relación con la aplicación de estas normas, las competencias de dichos órganos, los criterios de actuación y los procedimientos de control y de tramitación de incumplimientos.

Respecto a los criterios generales de actuación, se exponen los relativos a:

• La prohibición de concurrencia comercial.
• La prohibición de prestación de servicios en otras sociedades de ENDESA.
• La dedicación exclusiva.
• El conflicto de intereses (compra de bienes, colaboración con proveedores y otros supuestos).

Todos estos documentos se encuentran publicados como normativa interna en la intranet corporativa y persiguen la finalidad de que todos los colectivos relacionados con ENDESA actúen de acuerdo con valores éticos contenidos en los mismos en todas sus actuaciones relacionadas con la actividad de ENDESA, entre las que se encuentran las relativas a la fiabilidad de la información financiera y al cumplimiento de la normativa aplicable, de acuerdo con las directrices del Consejo de Administración.

Canal de denuncias, que permita la comunicación al comité de auditoría de irregularidades de naturaleza financiera y contable, en adición a eventuales incumplimientos del código de conducta y actividades irregulares en la organización, informando en su caso si éste es de naturaleza confidencial.

Canal de Denuncias

ENDESA dispone desde julio de 2005, de un Canal Ético que es accesible a través de su página Web externa, e interna para sus empleados, para que todos sus Grupos de interés puedan comunicar, de forma segura y anónima, las conductas irregulares, no éticas o ilegales que, a su juicio, se producen en el desarrollo de las actividades de ENDESA. El Canal está disponible en los cinco idiomas de los países en los que ENDESA está presente.

El procedimiento establecido para el uso del canal garantiza la

confidencialidad, puesto que la información recibida está restringida y gestionada por una firma externa e independiente. La Dirección General de Auditoría ha establecido roles y perfiles de autorización de acceso a dicha información para determinadas personas de esta Dirección General.

El Canal Ético clasifica las denuncias recibidas de acuerdo con trece campos de gestión empresarial, ordenados por aspectos recogidos en el Código Ético de ENDESA, lo que permite hacer un adecuado seguimiento del cumplimiento de los principios de comportamiento en las auditorías internas.

Además del Canal Ético, existen otros canales de comunicación, tales como teléfono, carta o correo electrónico, enviados a cualquier miembro de la Dirección General de Auditoría Interna o a terceros.

Las denuncias del Canal Ético se reportan periódicamente al Comité de Auditoría y Cumplimiento de ENDESA para informar de su recepción y del resultado de cada investigación y de las medidas adoptadas en caso de comprobación de su veracidad.

Programas de formación y actualización periódica para el personal involucrado en la preparación y revisión de la información financiera, así como en la evaluación del SCIIF, que cubran al menos, normas contables, auditoría, control interno y gestión de riesgos.

Programas de Formación

La Dirección General de Organización y Recursos Humanos y la Dirección General Económico-Financiera desarrollan conjuntamente planes de formación para todo el personal involucrado en la elaboración de las Cuentas Anuales de ENDESA. Este Plan incluye la actualización permanente tanto en la evolución del entorno de negocio y regulatorio de las actividades que desarrollan las distintas sociedades filiales de ENDESA, como en el conocimiento de las Normas Internacionales de Información Financiera y la normativa y evolución de los principios de control interno de la información financiera.

Durante el año 2013, la Dirección General Económico-Financiera de ENDESA cursó 37.260 horas de formación de las cuales el 25,64% fueron de adquisición, actualización, y reciclaje de conocimientos económico financieros entre los que se incluyen las normas contables y de auditoría, el control interno y la gestión y control de riesgos así como aspectos regulatorios y de negocio cuyo conocimiento es necesario para una adecuada preparación de la información financiera de ENDESA. El resto de horas formativas versaron sobre habilidades de gestión, prevención y seguridad laboral y tecnologías de información donde se destaca un 28,94% en Idiomas y un 28,86% en temas de Liderazgo y Genérico Gerencial.

Adicionalmente, cuando es necesario, se realizan sesiones de formación específicas referentes a aspectos relacionados con el proceso de elaboración y control de la información financiera a personal no perteneciente a la Dirección General Económico-Financiera que está involucrado directa o indirectamente en el proceso de suministro de información para la elaboración de la información financiera.

F.2 Evaluación de riesgos de la información financiera

Informe, al menos, de:

• F.2.1. Cuáles son las principales características del proceso de identificación de riesgos, incluyendo los de error o fraude, en cuanto a:
  • Si el proceso existe y está documentado.
  • Si el proceso cubre la totalidad de objetivos de la información financiera, (existencia y ocurrencia; integridad; valoración; presentación, desglose y comparabilidad; y derechos y obligaciones), si se actualiza y con qué frecuencia.
  • La existencia de un proceso de identificación del perímetro de consolidación, teniendo en cuenta, entre otros aspectos, la posible existencia de estructuras societarias complejas, entidades instrumentales o de propósito especial.
  • Si el proceso tiene en cuenta los efectos de otras tipologías de riesgos (operativos, tecnológicos, financieros, legales, reputacionales, medioambientales, etc.) en la medida que afecten a los estados financieros.
  • Qué órgano de gobierno de la entidad supervisa el proceso.

El proceso de identificación y actualización de riesgos de la información financiera cubre los siguientes objetivos de la información financiera:

• Existencia y ocurrencia.
• Integridad.
• Valoración.
• Presentación, desglose y comparabilidad.
• Derechos y obligaciones.

Asimismo, este proceso de identificación y actualización de riesgos de la información financiera tiene en cuenta el impacto que el resto de riesgos recogidos en el mapa de riesgos pueden tener sobre los estados financieros fundamentalmente aquellos de carácter operativo, regulatorios, legales, medioambientales, financieros y reputacionales.

La unidad ICFR, con el apoyo de los recursos asignados a esta función en los distintos países y sociedades, y con el apoyo de Global ITC para los aspectos de TI, actualiza la evaluación de riesgos cuando se producen cambios en el alcance del modelo.

La evaluación (en términos de probabilidad y el impacto), tanto de los riesgos inherentes y residuales, se actualiza cada vez que se producen cambios en los procesos o cuando nuevas empresas se incluyen en el alcance. Esta evaluación puede dar lugar a la identificación de nuevos riesgos que serían mitigados con la actualización o el diseño de nuevos controles. La supervisión del proceso de identificación de riesgos de la información financiera se realiza por el Comité de Transparencia y el Comité de Auditoría y Cumplimiento dentro de sus funciones de supervisión de la evaluación de las conclusiones del Modelo de Control Interno

de la Información Financiera descritas en el indicador básico "Entorno de control de la entidad" de este informe.

Identificación del perímetro de consolidación

ENDESA mantiene un registro societario continuamente actualizado que recoge la totalidad de las participaciones del Grupo, cualquiera que sea su naturaleza, ya sean directas o indirectas, así como cualquier entidad en la que ENDESA tenga la capacidad de ejercer el control independientemente de la forma jurídica a través de la cual se obtenga el control, incluyendo por lo tanto, en su caso, tanto las sociedades instrumentales como las de propósito especial.

La gestión y actualización de este registro societario se realiza de acuerdo con un procedimiento regulado por la Norma Corporativa de "Gestión del Registro Societario de ENDESA".

El perímetro de consolidación de ENDESA es determinado mensualmente por la Dirección General Económico-Financiera de ENDESA en función de la información disponible en el Registro Societario de acuerdo con los criterios previstos en las Normas Internacionales de Información Financiera (en adelante, "NIIF") y demás normativa contable local. Los eventuales cambios en el perímetro de consolidación son comunicados a todas las empresas de ENDESA.

F.3 Actividades de control

Informe, señalando sus principales características, si dispone al menos de:

F.3.1. Procedimientos de revisión y autorización de la información financiera y la descripción del SCIIF, a publicar en los mercados de valores, indicando sus responsables, así como de documentación descriptiva de los flujos de actividades y controles (incluyendo los relativos a riesgo de fraude) de los distintos tipos de transacciones que puedan afectar de modo material a los estados financieros, incluyendo el procedimiento de cierre contable y la revisión específica de los juicios, estimaciones, valoraciones y proyecciones relevantes.

Procedimiento de Revisión y Autorización de la Información Financiera y del SCIIF

ENDESA facilita información financiera al mercado de valores con carácter trimestral. Esta información financiera es elaborada por la Subdirección General Económica, la cual realiza en el proceso de cierre contable determinadas actividades de control que aseguran la fiabilidad de dicha información.

Adicionalmente, la Unidad de Control de Gestión, integrada dentro de la Subdirección general de Planificación y Control, analiza y supervisa la información elaborada.

El Director General Económico-Financiero analiza los informes recibidos, aprobando provisionalmente la mencionada información financiera para su remisión al Comité de Transparencia.

El Comité de Transparencia analiza y debate la información remitida por la Dirección General Económico-Financiera y, una vez aprobada, la remite al Comité de Auditoría y Cumplimiento.

El Comité de Auditoría y Cumplimiento supervisa la información financiera que se le presenta. En los cierres contables que coinciden con el final de un semestre, el Comité de Auditoría y Cumplimiento cuenta también con información elaborada por parte de los auditores externos de ENDESA sobre los resultados de su trabajo.

Finalmente, el Comité de Auditoría y Cumplimiento informa al Consejo de Administración de sus conclusiones sobre la información financiera presentada para que, una vez aprobada por el Consejo de Administración, se publique en los mercados de valores.

Por su parte, el informe sobre la descripción del SCIIF es presentado anualmente por la Dirección General Económico-Financiera al Comité de Transparencia. Una vez aprobado por el Comité de Transparencia, dicho informe es revisado y aprobado por el Comité de Auditoría y Cumplimiento y, posteriormente, aprobado por el Consejo de Administración antes de hacerse público en los mercados de valores.

Descripción de los flujos de Actividades y Controles

ENDESA dispone de un modelo de Control Interno de la Información Financiera alineado con el modelo establecido para todas las empresas del Grupo Enel, basado en el Modelo COSO (The Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission), que proporciona una certeza razonable respecto del cumplimiento de tres grandes categorías de objetivos que marca dicho modelo:

• Efectividad y eficiencia de operaciones.
• Confiabilidad en los informes financieros.
• Cumplimiento de leyes y regulaciones aplicables.

En primer lugar existen los Controles de Dirección, también llamados "Entity Level Controls" (en adelante, "Controles de Dirección" o "ELC") y "Company Level Controls" (en adelante, "CLC"), que describen las políticas y directrices de ENDESA diseñadas para proteger el sistema de control en el nivel de ENDESA. Son elementos estructurales del sistema de control que funcionan de manera transversal en todas las divisiones/sociedades. Estos controles se evalúan directamente por la Alta Dirección de ENDESA. Los Controles de Dirección garantizan que exista un adecuado nivel de control interno en ENDESA y actúan como control mitigante de los potenciales impactos de debilidades que, en su caso, se identifiquen.

A nivel de procesos, ENDESA, en aplicación del modelo del Grupo ENEL, tiene identificados unos ciclos de Negocio comunes a todas sus sociedades filiales:

• 1) Activos Fijos
• 2) Cierre Contable
• 3) Inversiones de Capital
• 4) Finanzas
• 5) Inventario
• 6) Gastos de Personal
• 7) Ciclo de Compras
• 8) Ciclo de Ingresos
• 9) Tributos

La Unidad de Control Interno gestiona y actualiza de forma continua la documentación relativa a cada uno de los procesos siguiendo la metodología establecida en el Procedimiento Organizativo 188 del Grupo ENEL. Cualquier cambio organizativo implica la revisión del modelo de control para valorar su impacto y proceder a los cambios que garanticen su continuidad operativa. Los componentes principales identificados para cada proceso son:

• Riesgos. Es la posibilidad que un evento o acción afecte la capacidad de la organización para lograr los objetivos de reporte financiero y/o llevar a cabo sus estrategias en forma exitosa.
• Actividades de control. Son políticas, procedimientos y prácticas aplicadas por personal de la Compañía, sus sistemas de aplicación y otros recursos establecidos para mitigar los riesgos identificados. Las actividades de control de proceso, también llamadas "Process Level Controls" (en adelante, "PLC"), deben estar incorporadas en las operaciones de los procesos, y sirven como medio para que el riesgo sea administrado apropiadamente y están enfocadas a la prevención, detección y corrección de éste. Las actividades de control por su diseño pueden ser preventivas o detectivas, y manuales (basadas en personas) o automáticas (basadas en sistemas informáticos). Para el caso específico de los Sistemas de Información, las actividades de control se denominan Controles Generales de Tecnologías de la Información (ITGC) y son gestionadas por ICT Governance del área de Tecnologías de la Información y Comunicaciones Globales (en adelante "Global ICT"). Las actividades de control son el eje a través del cual se estructura todo el modelo de control y dan cobertura a los aspectos siguientes:
  • Integridad y valores éticos.
  • Compromiso de competencia profesional.
  • Filosofía de dirección y el estilo de gestión.
  • Estructura organizativa.
  • Asignación de autoridad y responsabilidad.
  • Políticas y prácticas de recursos humanos.

Las actividades de control garantizan que, en el curso normal de las operaciones, para todos los epígrafes de los estados financieros consolidados, se cumplan los objetivos de control de ENDESA de acuerdo con el Procedimiento Organizativo nº 188 antes referenciado.

En la actualidad, para la totalidad de los procesos se identifican 6.038 PLC y 197 ITGC. Asimismo y existen 883 ELC. Con todo ello el índice de cobertura de las principales magnitudes consolidadas (total de activos, ingresos, resultado antes de impuestos y endeudamiento) supera el 90%.

Toda la información relativa al modelo de Control Interno está documentada en la herramienta informática de Control Interno SAP-GRC PROCESS CONTROL (en adelante SAP-GRC) Bajo la coordinación de la unidad ICFR, los responsables de Control (nombrado por los responsables del proceso) son los responsables de la evaluación que se realiza semestralmente.

El responsable del proceso debe mantener evidencia del control realizado bajo su supervisión utilizando los métodos e instrumentos que se han descrito en el diseño del control bajo su responsabilidad jerárquica.

La unidad ICFR monitorea y da seguimiento al estado de avance de autoevaluación garantizando al mismo tiempo el apoyo necesario a los responsables de los procesos.

La operativa del Sistema de Control Interno se divide en las siguientes fases, cuya planificación se realiza por ICFR de forma centralizada para ENDESA y sus sociedades filiales:

Evaluación de Actividades de Control: El evaluador aplica pruebas para verificar y evaluar el correcto diseño y operatividad de todas las actividades de control. Él mismo identifica e informa las deficiencias que se pueden presentar para que sean subsanadas.

• Firma de las Unidades Organizativas: El responsable autentifica la evaluación de las actividades de control, responsabilizándose por las acciones necesarias para la remediación de las deficiencias incluidas en el plan de acción.
• Evaluación Controles de Dirección: Son evaluados por los responsables que tienen asignado el rol para ello.

Los ELC y CLC son evaluados por la Alta Dirección, los PLC son evaluados a nivel operativo y alcanzan la Alta Dirección por un proceso de firmas sucesivas.

Todas las fases anteriores tienen una monitorización y soporte permanente por parte de la Unidad de Control Interno. Las conclusiones sobre el cumplimiento y efectividad resultantes, resultantes del testing realizado por Auditoría de Control Interno sobre el Reporting Financiero son incorporadas al informe elaborado por ICFR con los resultados del proceso de autoevaluación. La Dirección General Económico-Financiera las presenta al Comité de Transparencia, que las evalúa y aprueba, presentándoselas para su análisis y conclusión al Comité de Auditoría y Cumplimiento junto con el informe de la Dirección General de Auditoría Interna.

Las debilidades de control detectadas se clasifican como:

• Debilidades materiales en aquellos casos en que la deficiencia o conjunto de deficiencias provoque una posibilidad, que no sea remota, de que pudiera producirse un error material en las Cuentas Anuales.
• Debilidades significativas en aquellos casos en que la deficiencia o conjunto de deficiencias provoque una posibilidad remota, de que pudiera producirse un error material en las Cuentas Anuales.
• Debilidades no significativas son aquellas que en ningún caso podrían producir un error material en las Cuentas Anuales.

Las debilidades de control detectadas en el Sistema de Control Interno desembocan en un plan de acción específico para cada una de ellas. La Unidad de Control Interno monitoriza, controla e informa al Comité de Transparencia y al Comité de Auditoría y Cumplimiento hasta su subsanación definitiva.

F.3.2. Políticas y procedimientos de control interno sobre los sistemas de información (entre otras, sobre seguridad de acceso, control de cambios, operación de los mismos, continuidad operativa y segregación de funciones) que soporten los procesos relevantes de la entidad en relación a la elaboración y publicación de la información financiera.

El área de Global ICT es la responsable de los Sistemas de Información y de las Telecomunicaciones para todos los negocios y territorios en los que opera ENDESA. ENEL Energy Europe, S.L.U. sociedad que detenta una participación del 92,06% de ENDESA, S.A y participada a su vez en un 100% por el Grupo ENEL realiza la actividad de sistemas y telecomunicaciones, integrada por los medios materiales, humanos y contratos con terceros necesarios para el desarrollo de estas actividades, para llevar a cabo una gestión integrada de dicha actividad en el conjunto del Grupo ENEL en el marco de la estrategia global del Grupo empresarial para la obtención de sinergias. A pesar de este hecho, la responsabilidad funcional así como la operación y desarrollo de los procedimientos operativos siguen estando ubicados en ENDESA y por tanto concretados y certificados dentro del SCIIF de ENDESA.

Dentro de sus múltiples y diversas funciones de Global ICT está la definición y seguimiento de las políticas y estándares de seguridad para aplicaciones e infraestructuras, entre los que se incluye el modelo de control interno en el ámbito de las tecnologías de la información.

El Modelo de Control Interno de ENDESA y en particular el de Global ICT contempla los procesos informáticos, que comprenden tanto el entorno, arquitectura e infraestructuras de las tecnologías de la información, como las aplicaciones que afectan a transacciones, que directamente tengan efecto en los principales procesos de negocio de la compañía, y, por ende, impacto en la información financiera y en los procesos de cierre de la compañía. Los citados controles se pueden desarrollar mediante actividades automatizadas en los propios programas informáticos o a través de procedimientos manuales.

ENDESA aplica un modelo de control interno sobre los Sistemas de Información considerados relevantes en los estados financieros, enfocado a garantizar de manera global la calidad y la fiabilidad de la información financiera en el proceso de cierre y, por tanto, de la información reportada a los mercados.

El modelo de control interno de los Sistemas de Información consta de once procesos:

• 1) Arquitectura y Tecnología de las TIC
• 2) Solicitudes Estándar de las TIC
• 3) Políticas y procedimientos de gestión de las TIC
• 4) Estrategia y Planificación de las TIC
• 5) Gestión de Activos y de la Configuración de las TIC
• 6) Gestión de la Capacidad de las TIC
• 7) Gestión de Proveedores de las TIC
• 8) Monitoreo del Rendimiento de las TIC
• 9) Gestión de Soluciones de las TIC
• 10) Gestión de Eventos e Incidencias de las TIC
• 11) Gestión de Problemas de las TIC

donde TIC significa Tecnologías de la Información y Comunicaciones.

Estos procesos se abren a su vez en subprocesos con las particularizaciones necesarias que garanticen un adecuado nivel de control de los aspectos de las tecnologías de la información y aseguren la integridad, disponibilidad y confidencialidad de la información económico-financiera de cada Compañía.

Los procesos del modelo de control interno de las tecnologías de la información de ENDESA contienen las actividades de control necesarias para cubrir los riesgos de los siguientes ámbitos de gestión de los sistemas de información, procesos y sistemas así como Controles de Dirección específicos para el ámbito de las tecnologías de ENDESA relacionados con la información financiera:

Entorno informático

• Descripción de roles y funciones de Global ICT.
• Inventario de Aplicaciones y Mapa de Sistemas.
• Mapa de Red de Telecomunicaciones.
• -

Gestión del cambio de aplicaciones

• Gestión de la demanda de desarrollos y mejoras funcionales.
• Especificación, autorización y seguimiento de solicitudes de cambio.
• Desarrollo de software e infraestructura de sistemas.
• Pruebas de rendimiento en el proceso de implantación.
• Puesta en producción de aplicaciones.
• Documentación y formación.

Operaciones y explotación de los Sistemas

• Gestión de las actividades de operación.
• Gestión de copias de seguridad.
• Gestión de incidencias.
• Planes de contingencia y recuperación ante desastres de los sistemas que así lo requieran.
• Acuerdos de nivel de servicio.

Seguridad física y lógica

• Gestión de las actividades de seguridad.
• Seguridad de acceso lógico.
• Seguridad física de los centros de proceso de datos.

Asimismo, para la seguridad de la información, ENDESA tiene la Norma Corporativa "Seguridad de la información", que establece y define los principios de funcionamiento y los órganos de responsabilidad en materia de Seguridad de la Información y en la gestión de Derechos de Decisión respecto a la información financiera crítica. Desde el 31 de Mayo de 2013 también está vigente la política corporativa nº 87 del Grupo Enel, que define las directrices relativas a la gestión del acceso lógico a los sistemas de TI y a las aplicaciones, con el objetivo de reducir el riesgo de fraude o de acceso involuntario a la información del Grupo y preservar la confidencialidad, integridad y disponibilidad.

ENDESA constituyó en el año 2007 la función de Seguridad de la Información como respuesta a los requisitos impuestos tanto por las legislaciones como por el entorno tecnológico y de mercado. Asimismo, constituyó el mismo año la función de Gestión de Derechos de Decisión como garantía del cumplimiento legislativo en materia financiera, y establecimiento de las incompatibilidades funcionales para asegurar que una misma persona no pueda dominar un proceso crítico.

La Seguridad de la Información es la función encargada de la protección de los activos de información que posee cada empresa, para alcanzar y mantener el nivel de seguridad deseado, así como la correcta aplicación de los derechos de decisión, para reducir el fraude interno.

La Gestión de Derechos de Decisión e Incompatibilidades Funcionales es la función encargada de la identificación, gestión y control de las facultades concretas que posibilitan la toma de decisiones en el entorno empresarial.

Los principios básicos de la Política de Seguridad de la Información de ENDESA son:

• La información y el conocimiento son unos activos de valor estratégico.

• La seguridad de la información es responsabilidad de todos: los que la generan, los que la utilizan, los que la procesan y los que acceden a ella.

• La consciencia de toda la información que se maneja en la compañía, de su importancia y de su vulnerabilidad.
• La información sobre las personas, pertenece exclusivamente a las personas.
• El valor de la información está en su veracidad: debe conservarse íntegra.
• La credibilidad de la información reside en la autenticidad de su fuente.
• Mantener siempre disponible la información más crítica para el negocio.
• La divulgación de información confidencial es una grave amenaza contra la empresa y sus accionistas.
• Una tecnología de la información, unas comunicaciones y unas infraestructuras seguras son el requisito de partida de una información segura.
• El coste de las medidas de seguridad debe ser proporcionado al valor de la información que protegen.

Asimismo, el Procedimiento Corporativo "Criterios para establecer la Seguridad de los Activos de Información", establece el método para identificar, clasificar, valorar y analizar el riesgo al que puede estar sometida la información y las obligaciones fundamentales a tener en cuenta por cada una de las unidades organizativas que intervienen en la gestión de los activos de información.

El proceso de Gestión de la Seguridad de la información, se enmarca dentro de un proceso de mejora continua que permite, entre otras cosas, obtener una optimización permanente del nivel de seguridad. La finalidad última de este proceso es mantener el nivel de seguridad dentro de unos umbrales aceptables y operativos para la organización, implantando o desarrollando aquellos controles que incidan sobre la reducción del riesgo de una manera más efectiva.

La metodología propia de ENDESA permite de manera homogénea identificar, clasificar y valorar la información y, posteriormente realizar un análisis de los riesgos a los que se encuentra sometida la información, así como definir los planes de actuación que permitan situar a cada activo de información en un nivel aceptado por la organización.

F.3.3. Políticas y procedimientos de control interno destinados a supervisar la gestión de las actividades subcontratadas a terceros, así como de aquellos aspectos de evaluación, cálculo o valoración encomendados a expertos independientes, que puedan afectar de modo material a los estados financieros.

Cuando ENDESA subcontrata una actividad necesaria para la emisión de los estados financieros, se exige al proveedor una garantía sobre el control interno de las actividades desarrolladas. En los casos relevantes, (ejemplo Data Center), se exige a los proveedores de los servicios la obtención de un informe ISAE 3402 "International Standard on Assurance Engagements". Este tipo de informe permite a ENDESA comprobar si los objetivos de control del proveedor de los servicios y las actividades de control que los sustentan han funcionado o no durante el periodo de tiempo correspondiente.

Cuando ENDESA utiliza los servicios de un experto independiente se asegura la competencia y capacitación técnica y legal del profesional. Sobre los informes del experto independiente, ENDESA tiene implementadas actividades de control y personal capacitado para validar la razonabilidad de las conclusiones del mismo.

Adicionalmente, existe un procedimiento interno para la contratación de asesores externos que, requieren determinados niveles de aprobación en función de la cuantía que se trate, incluyendo, en su caso, la aprobación del Consejero Delegado de la Sociedad. Los resultados o informes de las contrataciones en materia contable, fiscal o legal se supervisan por los responsables de la Dirección General Económico-Financiera y por Asesoría Jurídica u otras Direcciones en caso de considerarse necesario.

F.4 Información y comunicación

Informe, señalando sus principales características, si dispone al menos de:

F.4.1. Una función específica encargada de definir, mantener actualizadas las políticas contables (área o departamento de políticas contables) y resolver dudas o conflictos derivados de su interpretación, manteniendo una comunicación fluida con los responsables de las operaciones en la organización, así como un manual de políticas contables actualizado y comunicado a las unidades a través de las que opera la entidad.

La responsabilidad sobre la aplicación de las Políticas Contables de ENDESA es única para todo el ámbito geográfico de ENDESA y está centralizada en la Dirección General Económico-Financiera de ENDESA.

En la Dirección General Económico-Financiera de ENDESA existe una Unidad de Criterios Contables y Reporting, cuya función específica es el análisis de las Normas Internacionales de Información Financiera (en adelante, "NIIF"). Las funciones de esta Unidad son las siguientes:

• Definir las Políticas Contables de ENDESA.
• Analizar las operaciones y transacciones singulares realizadas o que prevé realizar ENDESA para determinar su adecuado tratamiento contable de acuerdo con las Políticas Contables de ENDESA.
• Realizar un seguimiento de los proyectos de nueva normativa en curso en el International Accounting Standards Board (en adelante, "IASB"), de las nuevas normas aprobadas por el citado Organismo y del proceso de convalidación de las mismas por la Unión Europea determinando los impactos que su implantación tendrá sobre las Cuentas Consolidadas del Grupo.
• Resolver cualquier consulta que se pueda realizar desde cualquier sociedad filial sobre la aplicación de las Políticas Contables de ENDESA.

La Unidad de Criterios Contables y Reporting mantiene informados a todos los responsables de preparar estados financieros en los distintos niveles de ENDESA sobre las modificaciones normativas, aclarando cualquier duda que pueda existir y a su vez recaba de las empresas filiales la información necesaria para asegurar la aplicación coherente de la Políticas Contables de ENDESA y determinar los impactos de la aplicación de la nueva normativa contable.

En aquellas ocasiones en las que la aplicación de la normativa contable es especialmente compleja, la Dirección General Económico-Financiera de ENDESA comunica a los auditores externos cual ha sido la conclusión del análisis contable realizado por ENDESA solicitando su posición respecto de la conclusión alcanzada.

Las Políticas Contables de ENDESA están desarrolladas sobre la base de las NIIF, y se recogen en un documento denominado "Manual Contable de ENDESA". Este documento se actualiza periódicamente y se distribuye a los responsables de la elaboración de los estados financieros de las distintas Sociedades que integran ENDESA.

F.4.2. Mecanismos de captura y preparación de la información financiera con formatos homogéneos, de aplicación y utilización por todas las unidades de la entidad o del grupo, que soporten los estados financieros principales y las notas, así como la información que se detalle sobre el SCIIF.

ENDESA tiene implantada una herramienta informática para cubrir por un lado las necesidades de reporte de sus estados financieros individuales, y facilitar por otro el proceso de consolidación y análisis posterior. Dicha herramienta consigue centralizar en un único sistema, con un único plan de cuentas toda la información correspondiente a la contabilidad de los estados financieros individuales de las filiales que conforman ENDESA así como las notas o desgloses necesarios para la elaboración de las cuentas anuales.

El sistema es gestionado centralizadamente en el ámbito del Grupo ENEL. La competencia técnica de la herramienta, de sus controles internos y de la gestión que sobre la misma realiza el Grupo ENEL ha sido evaluada y contrastada por ENDESA siendo considerada adecuada para la obtención de los estados financieros consolidados de ENDESA. Adicionalmente, con carácter anual ENDESA obtiene información de un experto independiente de que la herramienta no presenta ningún aspecto que pudiera llegar a suponer una deficiencia relevante para el proceso de obtención de los estados financieros consolidados de ENDESA.

La carga de la información en este sistema de consolidación se realiza de forma automática desde el Sistema de Información Económica (transaccional), que es también único y está implantado en la práctica totalidad de las empresas de ENDESA.

A su vez, el SCIIF está soportado en un sistema informático igualmente gestionado centralizadamente en el ámbito del Grupo ENEL. a través del cual se obtiene toda la información necesaria para determinar las conclusiones respecto de la operatividad del SCIIF.

F.5 Supervisión del funcionamiento del sistema

Informe, señalando sus principales características, al menos de:

F.5.1. Las actividades de supervisión del SCIIF realizadas por el comité de auditoría así como si la entidad cuenta con una función de auditoría interna que tenga entre sus competencias la de apoyo al comité en su labor de supervisión del sistema de control interno, incluyendo el SCIIF. Asimismo se informará del alcance de la evaluación del SCIIF realizada en el ejercicio y del procedimiento por el cual el encargado de ejecutar la evaluación comunica sus resultados, si la entidad cuenta con un plan de acción que detalle las eventuales medidas correctoras, y si se ha considerado su impacto en la información financiera.

Semestralmente, la Unidad de Control Interno de la Dirección General Económico-Financiera realiza un seguimiento del proceso de evaluación y certificación del diseño y operatividad del SCIIF, para informar debidamente al Comité de Transparencia, como órgano responsable de asegurar el correcto control interno de la información facilitada a los mercados.

A tal fin, la Unidad de Control Interno recibe la evaluación de los Controles de nivel de compañía (ELC/CLC) y los Controles de nivel de Proceso (PLC) y el área de Global ICT recibe la evaluación de los ITGC para verificar:

• Si se han producido cambios en los procesos, se ha actualizado la identificación de Actividades de Control, y que las nuevas Actividades de Control cubren adecuadamente los Objetivos de Control del Proceso.
• Si se han identificado todas las debilidades existentes en el diseño o en la efectividad del sistema de control. Por debilidad se entiende aquella incidencia que afecta a que el Sistema de Control no pueda garantizar con una seguridad razonable la capacidad de adquirir, elaborar, resumir y comunicar la información financiera de la Sociedad.
• Si se ha evaluado el impacto real y potencial de las citadas debilidades y se han establecido, en su caso, Actividades de Control compensatorias o mitigantes para garantizar, a pesar de la presencia de estas debilidades, la confiabilidad de la Información Financiera.
• La existencia de Planes de Acción para cada debilidad identificada.

Igualmente, en el proceso se identifica y comunica todo fraude, aun siendo poco significativo, que involucre a los gestores o empleados que participen en los procesos que tienen impacto en la Información Financiera.

La unidad de Auditoría del Control Interno sobre el Reporting Financiero, por delegación del Comité de Auditoría y Cumplimiento y tal como queda reflejado en su planificación anual, realiza un monitoreo independiente sobre los controles más relevantes del SCIIF verificando su diseño y su efectividad, y el resultado de las mismas es revisado por el Comité de Auditoría y Cumplimiento.

Además, a lo largo de todo el año se realiza un seguimiento del grado de avance de los planes de acción establecidos por ENDESA para la subsanación de las deficiencias identificadas anteriormente definidos por parte de los Responsables de cada proceso y compartidos con la Unidad de Control Interno, sobre el cual es informado al Comité de Auditoría y Cumplimiento.

Semestralmente el Comité de Transparencia es informado y aprueba la evaluación del modelo, la calificación de las debilidades y el estado de los planes de acción.

Finalmente, con carácter semestral la Dirección General Económico-Financiera presenta al Comité de Auditoría y Cumplimiento las conclusiones del proceso de evaluación del Sistema de Control Interno de la Información Financiera así como de la evolución de la implantación de los planes de acción surgidos del proceso de evaluación de semestres anteriores.

A 31 de diciembre de 2013, las evaluaciones semestrales realizadas en el ejercicio 2013 no han identificado debilidades materiales en el SCIIF. En el proceso de evaluación a 31 de diciembre de 2013 se han analizado 197 ITGC, 883 Controles de Dirección (279 de España y 604 de Latinoamérica) y 6.038 actividades de control (1.709 de España y 4.329 de Latinoamérica), de las cuales la Unidad de Auditoria del Control Interno sobre el Reporting Financiero ha revisado 45 ITGC, 3 Controles de Dirección (en España) y 1.036 actividades de control (284 de España y 752 de Latinoamérica). En total como resultado tanto del proceso de autoevaluación como de la revisión realizada por la Unidad de Auditoría del Control Interno sobre el Reporting Financiero, se han detectado 63 debilidades de control que no afectan de forma significativa a la calidad de la información financiera, 46 corresponden a España, 14 a Latinoamérica y 3 a ITGC, para los cuales existen sus respectivos planes de remediación.

De acuerdo con lo anterior, la Dirección de ENDESA entiende que el modelo de control interno de la información financiera para el periodo comprendido entre el 1 de enero y 31 de diciembre de 2013 ha sido efectivo, así como los controles y procedimientos establecidos para asegurar razonablemente que la información divulgada al exterior por ENDESA es fiable y adecuada.

F.5.2. Si cuenta con un procedimiento de discusión mediante el cual, el auditor de cuentas (de acuerdo con lo establecido en las NTA), la función de auditoría interna y otros expertos puedan comunicar a la alta dirección y al comité de auditoría o administradores de la entidad las debilidades significativas de control interno identificadas durante los procesos de revisión de las cuentas anuales o aquellos otros que les hayan sido encomendados. Asimismo, informará de si dispone de un plan de acción que trate de corregir o mitigar las debilidades observadas.

La función de Auditoría comunica de forma periódica a la Alta Dirección y al Comité de Auditoría y Cumplimiento las debilidades significativas de control interno identificadas en la revisión de los distintos procesos durante el ejercicio, así como del estado de implantación de los planes de acción establecidos para su mitigación.

Por su parte, el auditor de cuentas de ENDESA tiene acceso directo a la Alta Dirección de ENDESA manteniendo reuniones periódicas tanto para obtener información necesaria para el desarrollo de su trabajo como para comunicar las debilidades de control detectadas en el desarrollo de su trabajo.

A su vez, el auditor de cuentas informa semestralmente al Comité de Auditoría y Cumplimiento de las conclusiones de su trabajo de revisión de las Cuentas Consolidadas de ENDESA incluyendo cualquier aspecto que considere relevante.

Los auditores externos presentan anualmente un informe a la Alta Dirección y al Comité de Auditoría y Cumplimiento en que se detallan las debilidades de control interno detectadas en el desarrollo de su trabajo de auditoría de cuentas. Este informe incorpora los comentarios de la Dirección de ENDESA y, en su caso los planes de acción que se han puesto en marcha para remediar las correspondientes debilidades de control interno.

F.6 Otra información relevante

No existe otra información relevante respecto del SCIIF de ENDESA que no haya sido desglosada en los apartados precedentes de este informe.

F.7 Informe del auditor externo

Informe de:

F.7.1. Si la información del SCIIF remitida a los mercados ha sido sometida a revisión por el auditor externo, en cuyo caso la entidad debería incluir el informe correspondiente como anexo. En caso contrario, debería informar de sus motivos.

De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 61.bis (h) de la Ley 24/88, de 28 de julio, del Mercado de Valores, y en la Circular 5 /2013, de 13 de junio, del Mercado de Valores, ENDESA presenta en su Informe Anual de Gobierno

Corporativo de 2013 la información relativa a las principales características de sus sistemas internos de control y gestión de riesgos en relación con el proceso de emisión de la información financiera, siguiendo la estructura propuesta en citada Circular.

Asimismo, ENDESA ha considerado pertinente solicitar que el auditor externo emita un informe de revisión sobre la información descrita en este Informe del SCIIF de acuerdo con la guía de actuación profesional establecida por las corporaciones.

G GRADO DE SEGUIMIENTO DE LAS RECOMENDACIONES DE GOBIERNO CORPORATIVO

Indique el grado de seguimiento de la sociedad respecto de las recomendaciones del Código Unificado de buen gobierno.

En el caso de que alguna recomendación no se siga o se siga parcialmente, se deberá incluir una explicación detallada de sus motivos de manera que los accionistas, los inversores y el mercado en general, cuenten con información suficiente para valorar el proceder de la sociedad. No serán aceptables explicaciones de carácter general.

1. Que los Estatutos de las sociedades cotizadas no limiten el número máximo de votos que pueda emitir un mismo accionista, ni contengan otras restricciones que dificulten la toma de control de la sociedad mediante la adquisición de sus acciones en el mercado.

Ver epígrafes: A.10, B.1, B.2, C.1.23 y C.1.24.

Cumple X Explique

• 1. Que cuando coticen la sociedad matriz y una sociedad dependiente ambas definan públicamente con precisión:
  2. a) Las respectivas áreas de actividad y eventuales relaciones de negocio entre ellas, así como las de la sociedad dependiente cotizada con las demás empresas del grupo;
  3. b) Los mecanismos previstos para resolver los eventuales conflictos de interés que puedan presentarse.

Ver epígrafes:	D.4 y D.7
Cumple	Cumple parcialmente	Explique	No aplicable X
		

• 1. Que, aunque no lo exijan de forma expresa las Leyes mercantiles, se sometan a la aprobación de la junta general de accionistas las operaciones que entrañen una modificación estructural de la sociedad y, en particular, las siguientes:
  2. a) La transformación de sociedades cotizadas en compañías holding, mediante "filialización" o incorporación a entidades dependientes de actividades esenciales desarrolladas hasta ese momento por la propia sociedad, incluso aunque ésta mantenga el pleno dominio de aquéllas;
  3. b) La adquisición o enajenación de activos operativos esenciales, cuando entrañe una modificación efectiva del objeto social;

c) Las operaciones cuyo efecto sea equivalente al de la liquidación de la sociedad.

Ver epígrafe: B.6 Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que las propuestas detalladas de los acuerdos a adoptar en la junta general, incluida la información a que se refiere la recomendación 27 se hagan públicas en el momento de la publicación del anuncio de la convocatoria de la junta.

Cumple X Explique

• 1. Que en la junta general se voten separadamente aquellos asuntos que sean sustancialmente independientes, a fin de que los accionistas puedan ejercer de forma separada sus preferencias de voto. Y que dicha regla se aplique, en particular:
  2. a) Al nombramiento o ratificación de consejeros, que deberán votarse de forma individual;
  3. b) En el caso de modificaciones de Estatutos, a cada artículo o grupo de artículos que sean sustancialmente independientes.

Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que las sociedades permitan fraccionar el voto a fin de que los intermediarios financieros que aparezcan legitimados como accionistas, pero actúen por cuenta de clientes distintos, puedan emitir sus votos conforme a las instrucciones de éstos.

$$\mathbf{\color{red}{Cumple}} \mathbf{\color{red}{X}} \qquad \mathbf{\color{red}{Explique}} \sqcap $$

1. Que el consejo desempeñe sus funciones con unidad de propósito e independencia de criterio, dispense el mismo trato a todos los accionistas y se guíe por el interés de la compañía, entendido como hacer máximo, de forma sostenida, el valor económico de la empresa.

Y que vele asimismo para que en sus relaciones con los grupos de interés (stakeholders) la empresa respete las leyes y reglamentos; cumpla de buena fe sus obligaciones y contratos; respete los usos y buenas prácticas de los sectores y territorios donde ejerza su actividad; y observe aquellos principios adicionales de responsabilidad social que hubiera aceptado voluntariamente.

Cumple X Cumple parcialmente Explique

• 1. Que el consejo asuma, como núcleo de su misión, aprobar la estrategia de la compañía y la organización precisa para su puesta en práctica, así como supervisar y controlar que la Dirección cumple los objetivos marcados y respeta el objeto e interés social de la compañía. Y que, a tal fin, el consejo en pleno se reserve la competencia de aprobar:
  2. a) Las políticas y estrategias generales de la sociedad, y en particular:
     • i) El Plan estratégico o de negocio, así como los objetivos de gestión y presupuesto anuales;
• ii) La política de inversiones y financiación;
• iii) La definición de la estructura del grupo de sociedades;
• iv) La política de gobierno corporativo;
• v) La política de responsabilidad social corporativa;
• vi) La política de retribuciones y evaluación del desempeño de los altos directivos;
• vii) La política de control y gestión de riesgos, así como el seguimiento periódico de los sistemas internos de información y control.
• viii) La política de dividendos, así como la de autocartera y, en especial, sus límites.

Ver epígrafes: C.1.14, C.1.16 y E.2

• b) Las siguientes decisiones :
  • i) A propuesta del primer ejecutivo de la compañía, el nombramiento y eventual cese de los altos directivos, así como sus cláusulas de indemnización.
  • ii) La retribución de los consejeros, así como, en el caso de los ejecutivos, la retribución adicional por sus funciones ejecutivas y demás condiciones que deban respetar sus contratos.
  • iii) La información financiera que, por su condición de cotizada, la sociedad deba hacer pública periódicamente.
  • iv) Las inversiones u operaciones de todo tipo que, por su elevada cuantía o especiales características, tengan carácter estratégico, salvo que su aprobación corresponda a la junta general;
  • v) La creación o adquisición de participaciones en entidades de propósito especial o domiciliadas en países o territorios que tengan la consideración de paraísos fiscales, así como cualesquiera otras transacciones u operaciones de naturaleza análoga que, por su complejidad, pudieran menoscabar la transparencia del grupo.
• c) Las operaciones que la sociedad realice con consejeros, con accionistas significativos o representados en el consejo, o con personas a ellos vinculados ("operaciones vinculadas").

Esa autorización del consejo no se entenderá, sin embargo, precisa en aquellas operaciones vinculadas que cumplan simultáneamente las tres condiciones siguientes:

1ª. Que se realicen en virtud de contratos cuyas condiciones estén estandarizadas y se apliquen en masa a muchos clientes;

2ª. Que se realicen a precios o tarifas establecidos con carácter general por quien actúe como suministrador del bien o servicio del que se trate;

3ª. Que su cuantía no supere el 1% de los ingresos anuales de la sociedad.

Se recomienda que el consejo apruebe las operaciones vinculadas previo informe favorable del comité de auditoría o, en su caso, de aquel otro al que se hubiera encomendado esa función; y que los consejeros a los que afecten, además de no ejercer ni delegar su derecho de voto, se ausenten de la sala de reuniones mientras el consejo delibera y vota sobre ella.

Se recomienda que las competencias que aquí se atribuyen al consejo lo sean con carácter indelegable, salvo las mencionadas en las letras b) y c), que podrán ser adoptadas por razones de urgencia por la comisión delegada, con posterior ratificación por el consejo en pleno.

Ver epígrafes: D.1 y D.6 Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que el consejo tenga la dimensión precisa para lograr un funcionamiento eficaz y participativo, lo que hace aconsejable que su tamaño no sea inferior a cinco ni superior a quince miembros.

Ver epígrafe: C.1.2

Cumple X Explique

1. Que los consejeros externos dominicales e independientes constituyan una amplia mayoría del consejo y que el número de consejeros ejecutivos sea el mínimo necesario, teniendo en cuenta la complejidad del grupo societario y el porcentaje de participación de los consejeros ejecutivos en el capital de la sociedad.

Ver epígrafes: A.3 y C.1.3.

Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que dentro de los consejeros externos, la relación entre el número de consejeros dominicales y el de independientes refleje la proporción existente entre el capital de la sociedad representado por los consejeros dominicales y el resto del capital.

Este criterio de proporcionalidad estricta podrá atenuarse, de forma que el peso de los dominicales sea mayor que el que correspondería al porcentaje total de capital que representen:

• 1º En sociedades de elevada capitalización en las que sean escasas o nulas las participaciones accionariales que tengan legalmente la consideración de significativas, pero existan accionistas, con paquetes accionariales de elevado valor absoluto.
• 2º Cuando se trate de sociedades en las que exista una pluralidad de accionistas representados en el consejo, y no tengan vínculos entre sí.

Ver epígrafes: A.2, A.3 y C.1.3
Cumple X Explique

12. Que el número de consejeros independientes represente al menos un tercio del total de consejeros.

Ver epígrafe: C.1.3

Cumple Explique X

El Consejo de Administración está compuesto por nueve miembros, cuatro dominicales, que representan el 44%, tres ejecutivos, que representan el 33,33%, y dos independientes, que representan el 22,22%. Para valorar adecuadamente el porcentaje de tipos de consejeros o en el caso concreto el número de independientes que conforman el Consejo, es necesario acudir a la estructura del capital de la sociedad. En el caso de Endesa el 92,063% corresponde a un único propietario, Enel S.p.A., y el resto del capital, 7,94%, es free float o dicho de otro modo, en este 7,94% del capital no existe ninguna otra participación significativa. Es decir, aunque Endesa sólo tiene un free float del 7,94%, el 22% de los miembros de su Consejo son independiente, por lo que Endesa considera adecuado el nivel de representación de dichos consejeros independientes, aunque no se ajuste formalmente a esta recomendación.

1. Que el carácter de cada consejero se explique por el consejo ante la junta general de Accionistas que deba efectuar o ratificar su nombramiento, y se confirme o, en su caso, revise anualmente en el Informe Anual de Gobierno Corporativo, previa verificación por la comisión de nombramientos. Y que en dicho Informe también se expliquen las razones por las cuales se haya nombrado consejeros dominicales a instancia de accionistas cuya participación accionarial sea inferior al 5% del capital; y se expongan las razones por las que no se hubieran atendido, en su caso, peticiones formales de presencia en el consejo procedentes de accionistas cuya participación accionarial sea igual o superior a la de otros a cuya instancia se hubieran designado consejeros dominicales.

Ver epígrafes: C.1.3 y C.1.8

Cumple X Cumple parcialmente Explique

• 1. Que cuando sea escaso o nulo el número de consejeras, la comisión de nombramientos vele para que al proveerse nuevas vacantes:
  2. a) Los procedimientos de selección no adolezcan de sesgos implícitos que obstaculicen la selección de consejeras;
  3. b) La compañía busque deliberadamente, e incluya entre los potenciales candidatos, mujeres que reúnan el perfil profesional buscado.

Ver epígrafes: C.1.2, C.1.4, C.1.5, C.1.6, C.2.2 y C.2.4.

Cumple X Cumple parcialmente Explique No aplicable

1. Que el presidente, como responsable del eficaz funcionamiento del consejo, se asegure de que los consejeros reciban con carácter previo información

suficiente; estimule el debate y la participación activa de los consejeros durante las sesiones del consejo, salvaguardando su libre toma de posición y expresión de opinión; y organice y coordine con los presidentes de las comisiones relevantes la evaluación periódica del consejo, así como, en su caso, la del consejero delegado o primer ejecutivo.

Ver epígrafes: C.1.19 y C.1 41 Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que, cuando el presidente del consejo sea también el primer ejecutivo de la sociedad, se faculte a uno de los consejeros independientes para solicitar la convocatoria del consejo o la inclusión de nuevos puntos en el orden del día; para coordinar y hacerse eco de las preocupaciones de los consejeros externos; y para dirigir la evaluación por el consejo de su presidente.

Ver epígrafe: C.1.22 Cumple Cumple parcialmente Explique No aplicable X

• 1. Que el secretario del consejo, vele de forma especial para que las actuaciones del consejo:
  2. a) Se ajusten a la letra y al espíritu de las Leyes y sus reglamentos, incluidos los aprobados por los organismos reguladores;
  3. b) Sean conformes con los Estatutos de la sociedad y con los Reglamentos de la junta, del consejo y demás que tenga la compañía;
  4. c) Tengan presentes las recomendaciones sobre buen gobierno contenidas en este Código Unificado que la compañía hubiera aceptado.

Y que, para salvaguardar la independencia, imparcialidad y profesionalidad del secretario, su nombramiento y cese sean informados por la comisión de nombramientos y aprobados por el pleno del consejo; y que dicho procedimiento de nombramiento y cese conste en el reglamento del consejo.

Ver epígrafe: C.1.34

Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que el consejo se reúna con la frecuencia precisa para desempeñar con eficacia sus funciones, siguiendo el programa de fechas y asuntos que establezca al inicio del ejercicio, pudiendo cada consejero proponer otros puntos del orden del día inicialmente no previstos.

Ver epígrafe: C.1.29

Cumple Cumple parcialmente X Explique

Con respecto a la posibilidad de que cada Consejero pueda proponer otros puntos del orden día inicialmente no previstos, establece el artículo 47 de los Estatutos Sociales que el Consejo deliberará sobre el orden del día y también sobre cuestiones que proponga el Presidente o la mayoría de los vocales presentes o representados. El artículo 10 del Reglamento del Consejo, establece

que un tercio de sus miembros podrá pedir, con antelación a la celebración de la reunión, la inclusión de aquellos puntos que, a su juicio, sea conveniente tratar.

19. Que las inasistencias de los consejeros se reduzcan a casos indispensables y se cuantifiquen en el Informe Anual de Gobierno Corporativo. Y que si la representación fuera imprescindible, se confiera con instrucciones.

Ver epígrafes: C.1.28, C.1.29 y C.1.30

Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que cuando los consejeros o el secretario manifiesten preocupaciones sobre alguna propuesta o, en el caso de los consejeros, sobre la marcha de la compañía y tales preocupaciones no queden resueltas en el consejo, a petición de quien las hubiera manifestado se deje constancia de ellas en el acta.

Cumple Cumple parcialmente Explique No aplicable X

• 1. Que el consejo en pleno evalúe una vez al año:
  2. a) La calidad y eficiencia del funcionamiento del consejo;
  3. b) Partiendo del informe que le eleve la comisión de nombramientos, el desempeño de sus funciones por el presidente del consejo y por el primer ejecutivo de la compañía;
  4. c) El funcionamiento de sus comisiones, partiendo del informe que éstas le eleven.

Ver epígrafes: C.1.19 y C.1.20

Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que todos los consejeros puedan hacer efectivo el derecho a recabar la información adicional que juzguen precisa sobre asuntos de la competencia del consejo. Y que, salvo que los estatutos o el reglamento del consejo establezcan otra cosa, dirijan su requerimiento al presidente o al secretario del consejo.

Ver epígrafe: C.1.41

Cumple X Explique

1. Que todos los consejeros tengan derecho a obtener de la sociedad el asesoramiento preciso para el cumplimiento de sus funciones. Y que la sociedad arbitre los cauces adecuados para el ejercicio de este derecho, que en circunstancias especiales podrá incluir el asesoramiento externo con cargo a la empresa.

Ver epígrafe: C.1.40

Cumple X Explique

1. Que las sociedades establezcan un programa de orientación que proporcione a los nuevos consejeros un conocimiento rápido y suficiente de la empresa, así como de sus reglas de gobierno corporativo. Y que ofrezcan también a los consejeros programas de actualización de conocimientos cuando las circunstancias lo aconsejen.

Cumple X Cumple parcialmente Explique

• 1. Que las sociedades exijan que los consejeros dediquen a su función el tiempo y esfuerzo necesarios para desempeñarla con eficacia y, en consecuencia:
  2. a) Que los consejeros informen a la comisión de nombramientos de sus restantes obligaciones profesionales, por si pudieran interferir con la dedicación exigida;
  3. b) Que las sociedades establezcan reglas sobre el número de consejos de los que puedan formar parte sus consejeros.

Ver epígrafes: C.1.12, C.1.13 y C.1.17

Cumple Cumple parcialmente X Explique

Con respecto al apartado b) de la recomendación, la Sociedad no considera necesario establecer formalmente reglas sobre el número de consejos de los que pueden formar parte sus consejeros, ya que los Consejeros de la Sociedad conocen y cumplen los deberes de los administradores impuestos por la Ley de Sociedades de Capital y por los propios Estatutos Sociales, deberes de diligencia y lealtad, en referencia a la dedicación y desempeño del cargo, entre otros.

• 1. Que la propuesta de nombramiento o reelección de consejeros que se eleven por el consejo a la junta general de accionistas, así como su nombramiento provisional por cooptación, se aprueben por el consejo:
  2. a) A propuesta de la comisión de nombramientos, en el caso de consejeros independientes.
  3. b) Previo informe de la comisión de nombramientos, en el caso de los restantes consejeros.

Ver epígrafe: C.1.3

Cumple X Cumple parcialmente Explique

• 1. Que las sociedades hagan pública a través de su página Web, y mantengan actualizada, la siguiente información sobre sus consejeros:
  2. a) Perfil profesional y biográfico;
  3. b) Otros consejos de administración a los que pertenezca, se trate o no de sociedades cotizadas;
  4. c) Indicación de la categoría de consejero a la que pertenezca según corresponda, señalándose, en el caso de consejeros dominicales, el accionista al que representen o con quien tengan vínculos.
• d) Fecha de su primer nombramiento como consejero en la sociedad, así como de los posteriores, y;
• e) Acciones de la compañía, y opciones sobre ellas, de las que sea titular.

Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que los consejeros dominicales presenten su dimisión cuando el accionista a quien representen venda íntegramente su participación accionarial. Y que también lo hagan, en el número que corresponda, cuando dicho accionista rebaje su participación accionarial hasta un nivel que exija la reducción del número de sus consejeros dominicales.

Ver epígrafes: A.2 , A.3 y C.1.2

Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que el consejo de administración no proponga el cese de ningún consejero independiente antes del cumplimiento del período estatutario para el que hubiera sido nombrado, salvo cuando concurra justa causa, apreciada por el consejo previo informe de la comisión de nombramientos. En particular, se entenderá que existe justa causa cuando el consejero hubiera incumplido los deberes inherentes a su cargo o incurrido en algunas de las circunstancias que le hagan perder su condición de independiente, de acuerdo con lo establecido en la Orden ECC/461/2013.

También podrá proponerse el cese de consejeros independientes de resultas de Ofertas Públicas de Adquisición, fusiones u otras operaciones societarias similares que supongan un cambio en la estructura de capital de la sociedad cuando tales cambios en la estructura del consejo vengan propiciados por el criterio de proporcionalidad señalado en la Recomendación 11.

Ver epígrafes: C.1.2, C.1.9, C.1.19 y C.1.27

Cumple X Explique

1. Que las sociedades establezcan reglas que obliguen a los consejeros a informar y, en su caso, dimitir en aquellos supuestos que puedan perjudicar al crédito y reputación de la sociedad y, en particular, les obliguen a informar al consejo de las causas penales en las que aparezcan como imputados, así como de sus posteriores vicisitudes procesales.

Que si un consejero resultara procesado o se dictara contra él auto de apertura de juicio oral por alguno de los delitos señalados en el artículo 213 de la Ley de Sociedades de Capital, el consejo examine el caso tan pronto como sea posible y, a la vista de sus circunstancias concretas, decida si procede o no que el consejero continúe en su cargo. Y que de todo ello el consejo dé cuenta, de forma razonada, en el Informe Anual de Gobierno Corporativo.

Ver epígrafes: C.1.42, C.1.43

Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que todos los consejeros expresen claramente su oposición cuando consideren que alguna propuesta de decisión sometida al consejo puede ser contraria al interés social. Y que otro tanto hagan, de forma especial los independientes y demás consejeros a quienes no afecte el potencial conflicto de interés, cuando se trate de decisiones que puedan perjudicar a los accionistas no representados en el consejo.

Y que cuando el consejo adopte decisiones significativas o reiteradas sobre las que el consejero hubiera formulado serias reservas, éste saque las conclusiones que procedan y, si optara por dimitir, explique las razones en la carta a que se refiere la recomendación siguiente.

Esta Recomendación alcanza también al secretario del consejo, aunque no tenga la condición de consejero.

Cumple Cumple parcialmente Explique No aplicable X

1. Que cuando, ya sea por dimisión o por otro motivo, un consejero cese en su cargo antes del término de su mandato, explique las razones en una carta que remitirá a todos los miembros del consejo. Y que, sin perjuicio de que dicho cese se comunique como hecho relevante, del motivo del cese se dé cuenta en el Informe Anual de Gobierno Corporativo.

Ver epígrafe: C.1.9

Cumple Cumple parcialmente Explique No aplicable X

1. Que se circunscriban a los consejeros ejecutivos las remuneraciones mediante entrega de acciones de la sociedad o de sociedades del grupo, opciones sobre acciones o instrumentos referenciados al valor de la acción, retribuciones variables ligadas al rendimiento de la sociedad o sistemas de previsión.

Esta recomendación no alcanzará a la entrega de acciones, cuando se condicione a que los consejeros las mantengan hasta su cese como consejero.

Cumple X Cumple parcialmente Explique No aplicable

1. Que la remuneración de los consejeros externos sea la necesaria para retribuir la dedicación, cualificación y responsabilidad que el cargo exija; pero no tan elevada como para comprometer su independencia.

Cumple X Explique No aplicable

1. Que las remuneraciones relacionadas con los resultados de la sociedad tomen en cuenta las eventuales salvedades que consten en el informe del auditor externo y minoren dichos resultados.

Cumple Explique No aplicable X

1. Que en caso de retribuciones variables, las políticas retributivas incorporen límites y las cautelas técnicas precisas para asegurar que tales retribuciones guardan relación con el desempeño profesional de sus beneficiarios y no derivan simplemente de la evolución general de los mercados o del sector de actividad de la compañía o de otras circunstancias similares.

Cumple X Explique No aplicable

1. Que cuando exista comisión delegada o ejecutiva (en adelante, "comisión delegada"), la estructura de participación de las diferentes categorías de consejeros sea similar a la del propio consejo y su secretario sea el del consejo.

Ver epígrafes: C.2.1 y C.2.6

Cumple X Cumple parcialmente Explique No aplicable

1. Que el consejo tenga siempre conocimiento de los asuntos tratados y de las decisiones adoptadas por la comisión delegada y que todos los miembros del consejo reciban copia de las actas de las sesiones de la comisión delegada.

Cumple Explique X No aplicable

En las reuniones del Consejo de Administración, el Presidente de la Comisión informa verbalmente de todos los acuerdos alcanzados en cada una de las sesiones de dicha Comisión a todos los miembros del Consejo de Administración, al inicio de las sesiones de este.

1. Que el consejo de administración constituya en su seno, además del comité de auditoría exigido por la Ley del Mercado de Valores, una comisión, o dos comisiones separadas, de nombramientos y retribuciones.

Que las reglas de composición y funcionamiento del comité de auditoría y de la comisión o comisiones de nombramientos y retribuciones figuren en el reglamento del consejo, e incluyan las siguientes:

• a) Que el consejo designe los miembros de estas comisiones, teniendo presentes los conocimientos, aptitudes y experiencia de los consejeros y los cometidos de cada comisión; delibere sobre sus propuestas e informes; y ante él hayan de dar cuenta, en el primer pleno del consejo posterior a sus reuniones, de su actividad y responder del trabajo realizado;
• b) Que dichas comisiones estén compuestas exclusivamente por consejeros externos, con un mínimo de tres. Lo anterior se entiende sin perjuicio de la asistencia de consejeros ejecutivos o altos directivos, cuando así lo acuerden de forma expresa los miembros de la comisión.
• c) Que sus presidentes sean consejeros independientes.
• d) Que puedan recabar asesoramiento externo, cuando lo consideren necesario para el desempeño de sus funciones.
• e) Que de sus reuniones se levante acta, de la que se remitirá copia a todos los miembros del consejo.

Ver epígrafes: C.2.1 y C.2.4

Cumple Cumple parcialmente X Explique

Con respecto al apartado b) hay que señalar que forma parte del Comité de Auditoría y Cumplimiento un Consejero Ejecutivo. Aunque el código recomienda que todos los miembros sean externos, se consideró oportuno que este Consejero Ejecutivo formara parte del Comité por su experiencia y conocimientos en este ámbito.

Asimismo, con respecto al apartado e) hay que señalar que en todas las reuniones se levanta acta, pero no se remite copia a todos los miembros del Consejo, ya que, por un lado, todos los miembros de los Comités son a su vez miembros del Consejo de Administración y por otro lado, los Presidentes de ambos Comités informan verbalmente de todos los acuerdos alcanzados en cada una de las sesiones de dichos Comités a todos los miembros del Consejo de Administración, al inicio de las sesiones de este.

1. Que la supervisión del cumplimiento de los códigos internos de conducta y de las reglas de gobierno corporativo se atribuya a la comisión de auditoría, a la comisión de nombramientos, o, si existieran de forma separada, a las de cumplimiento o gobierno corporativo.

Ver epígrafes: C.2.3 y C.2.4

Cumple X Explique

1. Que los miembros del comité de auditoría, y de forma especial su presidente, se designen teniendo en cuenta sus conocimientos y experiencia en materia de contabilidad, auditoría o gestión de riesgos.

Cumple X Explique

1. Que las sociedades cotizadas dispongan de una función de auditoría interna que, bajo la supervisión del comité de auditoría, vele por el buen funcionamiento de los sistemas de información y control interno.

Ver epígrafe: C.2.3

Cumple X Explique

1. Que el responsable de la función de auditoría interna presente al comité de auditoría su plan anual de trabajo; le informe directamente de las incidencias que se presenten en su desarrollo; y le someta al final de cada ejercicio un informe de actividades.

Cumple X Cumple parcialmente Explique

• 1. Que la política de control y gestión de riesgos identifique al menos:
  2. a) Los distintos tipos de riesgo (operativos, tecnológicos, financieros, legales, reputacionales…) a los que se enfrenta la sociedad, incluyendo entre los financieros o económicos, los pasivos contingentes y otros riesgos fuera de balance;
  3. b) La fijación del nivel de riesgo que la sociedad considere aceptable;
  4. c) Las medidas previstas para mitigar el impacto de los riesgos identificados, en caso de que llegaran a materializarse;
  5. d) Los sistemas de información y control interno que se utilizarán para controlar y gestionar los citados riesgos, incluidos los pasivos contingentes o riesgos fuera de balance.

Ver epígrafe: E

Cumple X Cumple parcialmente Explique

• 1. Que corresponda al comité de auditoría:
  2. 1º En relación con los sistemas de información y control interno:
     • a) Que los principales riesgos identificados como consecuencia de la supervisión de la eficacia del control interno de la sociedad y la auditoría interna, en su caso, se gestionen y den a conocer adecuadamente.
     • b) Velar por la independencia y eficacia de la función de auditoría interna; proponer la selección, nombramiento, reelección y cese del responsable del servicio de auditoría interna; proponer el presupuesto de ese servicio; recibir información periódica sobre sus actividades; y verificar que la alta dirección tiene en cuenta las conclusiones y recomendaciones de sus informes.
     • c) Establecer y supervisar un mecanismo que permita a los empleados comunicar, de forma confidencial y, si se considera apropiado, anónima las irregularidades de potencial trascendencia, especialmente financieras y contables, que adviertan en el seno de la empresa.
  3. 2º En relación con el auditor externo:
     • a) Recibir regularmente del auditor externo información sobre el plan de auditoría y los resultados de su ejecución, y verificar que la alta dirección tiene en cuenta sus recomendaciones.
     • b) Asegurar la independencia del auditor externo y, a tal efecto:
       • i) Que la sociedad comunique como hecho relevante a la CNMV el cambio de auditor y lo acompañe de una declaración sobre la eventual existencia de desacuerdos con el auditor saliente y, si hubieran existido, de su contenido.
       • iii) Que en caso de renuncia del auditor externo examine las circunstancias que la hubieran motivado.

Ver epígrafes: C.1.36, C.2.3, C.2.4 y E.2

Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que el comité de auditoría pueda convocar a cualquier empleado o directivo de la sociedad, e incluso disponer que comparezcan sin presencia de ningún otro directivo.

Cumple X Explique

• 1. Que el comité de auditoría informe al consejo, con carácter previo a la adopción por éste de las correspondientes decisiones, sobre los siguientes asuntos señalados en la Recomendación 8:
  2. a) La información financiera que, por su condición de cotizada, la sociedad deba hacer pública periódicamente. El comité debiera asegurarse de que las cuentas intermedias se formulan con los mismos criterios contables que las anuales y, a tal fin, considerar la procedencia de una revisión limitada del auditor externo.
• b) La creación o adquisición de participaciones en entidades de propósito especial o domiciliadas en países o territorios que tengan la consideración de paraísos fiscales, así como cualesquiera otras transacciones u operaciones de naturaleza análoga que, por su complejidad, pudieran menoscabar la transparencia del grupo.
• c) Las operaciones vinculadas, salvo que esa función de informe previo haya sido atribuida a otra comisión de las de supervisión y control.

Ver epígrafes: C.2.3 y C.2.4 Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que el consejo de administración procure presentar las cuentas a la junta general sin reservas ni salvedades en el informe de auditoría y que, en los supuestos excepcionales en que existan, tanto el presidente del comité de auditoría como los auditores expliquen con claridad a los accionistas el contenido y alcance de dichas reservas o salvedades.

Ver epígrafe: C.1.38

Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que la mayoría de los miembros de la comisión de nombramientos -o de nombramientos y retribuciones, si fueran una sola- sean consejeros independientes.

Ver epígrafe: C.2.1

Cumple Explique X No aplicable

El Comité de Nombramientos y Retribuciones está compuesto por cuatro miembros: 50% consejeros independientes y 50% consejeros dominicales. Frente a esta situación hay que tener en cuenta la estructura de capital de la Sociedad, el 92,063% es propiedad de un único accionista y además hay que señalar que en el Consejo sólo hay dos consejeros independientes y los dos forman parte del Comité de Nombramientos y Retribuciones.

50. Que correspondan a la comisión de nombramientos, además de las funciones indicadas en las Recomendaciones precedentes, las siguientes:

• a) Evaluar las competencias, conocimientos y experiencia necesarios en el consejo, definir, en consecuencia, las funciones y aptitudes necesarias en los candidatos que deban cubrir cada vacante, y evaluar el tiempo y dedicación precisos para que puedan desempeñar bien su cometido.
• b) Examinar u organizar, de la forma que se entienda adecuada, la sucesión del presidente y del primer ejecutivo y, en su caso, hacer propuestas al consejo, para que dicha sucesión se produzca de forma ordenada y bien planificada.
• c) Informar los nombramientos y ceses de altos directivos que el primer ejecutivo proponga al consejo.
• d) Informar al consejo sobre las cuestiones de diversidad de género señaladas en la Recomendación 14 de este Código.

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Ver epígrafe: C.2.4

Cumple Cumple parcialmente X Explique No aplicable

Con respecto al apartado b) hay que señalar que aunque la normativa interna prevé un mecanismo de sustitución transitorio para Presidente, Vicepresidente y Consejero Delegado, no existe formalmente un protocolo o procedimiento interno para la Sucesión en dichos casos. No obstante, en el caso que nos ocupa es necesario atender a la estructura de capital de la Sociedad, ya que en la actualidad Endesa tiene un accionista controlador, propietario del 92,063% y es por ello que parece razonable que sea este quien tenga una intervención directa en la planificación y organización de la sucesión de dichos cargos.

1. Que la comisión de nombramientos consulte al presidente y al primer ejecutivo de la sociedad, especialmente cuando se trate de materias relativas a los consejeros ejecutivos.

Y que cualquier consejero pueda solicitar de la comisión de nombramientos que tome en consideración, por si los considerara idóneos, potenciales candidatos para cubrir vacantes de consejero.

Cumple X Cumple parcialmente Explique No aplicable

• 1. Que corresponda a la comisión de retribuciones, además de las funciones indicadas en las Recomendaciones precedentes, las siguientes:
  2. a) Proponer al consejo de administración:
     • i) La política de retribución de los consejeros y altos directivos;
     • ii) La retribución individual de los consejeros ejecutivos y las demás condiciones de sus contratos.
     • iii) Las condiciones básicas de los contratos de los altos directivos.
  3. b) Velar por la observancia de la política retributiva establecida por la sociedad.

Ver epígrafes: C.2.4

Cumple X Cumple parcialmente Explique No aplicable

1. Que la comisión de retribuciones consulte al presidente y al primer ejecutivo de la sociedad, especialmente cuando se trate de materias relativas a los consejeros ejecutivos y altos directivos.

Cumple X Explique No aplicable

H OTRAS INFORMACIONES DE INTERÉS

1. Si existe algún aspecto relevante en materia de gobierno corporativo en la sociedad o en las entidades del grupo que no se haya recogido en el resto de apartados del presente informe, pero que sea necesario incluir para recoger una

información más completa y razonada sobre la estructura y prácticas de gobierno en la entidad o su grupo, detállelos brevemente.

1. Dentro de este apartado, también podrá incluirse cualquier otra información, aclaración o matiz relacionado con los anteriores apartados del informe en la medida en que sean relevantes y no reiterativos.

C.1.16 Alfonso López Sánchez causó baja en la empresa durante el ejercicio 2013 y D. Alberto Fernández Torres y D. Federico Fea causaron alta, como "alta Dirección".

En concreto, se indicará si la sociedad está sometida a legislación diferente a la española en materia de gobierno corporativo y, en su caso, incluya aquella información que esté obligada a suministrar y sea distinta de la exigida en el presente informe.

1. La sociedad también podrá indicar si se ha adherido voluntariamente a otros códigos de principios éticos o de buenas prácticas, internacionales, sectoriales o de otro ámbito. En su caso, se identificará el código en cuestión y la fecha de adhesión.

CÓDIGO DE BUENAS PRÁCTICAS

El 20 de diciembre de 2010 el Consejo de Administración de Endesa, S.A. aprobó la adhesión al Código de Buenas Prácticas Tributarias. El Comité de Auditoría y Cumplimiento, en la sesión celebrada el 24 de febrero de 2014, ha aprobado las políticas fiscales, conforme a lo dispuesto en el citado Código.

Este informe anual de gobierno corporativo ha sido aprobado por el consejo de Administración de la sociedad, en su sesión de fecha 24 de febrero de 2014.

Indique si ha habido consejeros que hayan votado en contra o se hayan abstenido en relación con la aprobación del presente Informe.

Sí No X

-

-

-

El Informe de Gestión correspondiente al ejercicio anual terminado el 31 de diciembre de 2013 de ENDESA, Sociedad Anónima, que se contiene en el presente documento, ha sido formulado por el Consejo de Administración de la Sociedad ENDESA, Sociedad Anónima en sesión de 24 de febrero de 2014 y se firma, a continuación, de conformidad por todos los Administradores, en cumplimiento del Artículo 253 de la Ley de Sociedades de Capital.

D. Borja Prado Eulate	D. Fulvio Conti
Presidente	Vicepresidente
D. Andrea Brentan	D. Luigi Ferraris
Consejero Delegado	Vocal
D. Massimo Cioffi	D. Gianluca Comin
Vocal	Vocal
D. Alejandro Echevarría Busquet	D. Miguel Roca Junyent
Vocal	Vocal
D. Salvador Montejo Velilla Vocal

ENDESA, S.A. y Sociedades Dependientes

Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2013

ENDESA, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES ESTADOS DE SITUACION FINANCIERA CONSOLIDADOS A 31 DE DICIEMBRE DE 2013 Y 2012

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
ACTIVO
ACTIVO NO CORRIENTE	42.851	44.487
Inmovilizado Material (Nota 5)	32.053 77	34.106 88
Inversiones Inmobiliarias (Nota 6)
Activo Intangible (Nota 7)	2.290 2.313	2.772 2.676
Fondo de Comercio (Nota 8)	903	896
Inversiones Contabilizadas por el Método de Participación (Nota 9.1)
Activos Financieros no Corrientes (Nota 10)	3.303	1.965
Activos por Impuesto Diferido (Nota 24)	1.912	1.984
ACTIVO CORRIENTE	13.606	14.291
Existencias (Nota 11)	1.126	1.306
Deudores Comerciales y otras Cuentas a Cobrar (Nota 12)	5.031	5.474
Clientes por Ventas y Prestación de Servicios y otros Deudores	4.609	4.997
Activos por Impuesto sobre Sociedades Corriente	422	477
Activos Financieros Corrientes (Nota 13)	3.110	5.437
Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes (Nota 14)	4.335	1.986
Activos no Corrientes Mantenidos para la Venta y de Actividades Interrumpidas	4	88
(Nota 35)
TOTAL ACTIVO	56.457	58.778
PATRIMONIO NETO Y PASIVO
PATRIMONIO NETO (Nota 15)	26.769	26.369
De la Sociedad Dominante (Nota 15.1)	20.521	20.653
Capital Social	1.271	1.271
Prima de Emisión y Reservas	19.253	16.719
Resultado del Ejercicio atribuido a la Sociedad Dominante	1.879	2.034
Dividendo a Cuenta	(1.588)	-
Ajustes por Cambio de Valor	(294)	629
De los Intereses Minoritarios (Nota 15.2)	6.248	5.716
PASIVO NO CORRIENTE	18.474	21.644
Ingresos Diferidos (Nota 16)	4.582	4.446
Provisiones no Corrientes (Nota 17)	3.627	4.381
Provisiones para Pensiones y Obligaciones Similares	1.141	1.144
Otras Provisiones no Corrientes	2.486	3.237
Deuda Financiera no Corriente (Nota 18)	7.551	9.886
Otros Pasivos no Corrientes (Nota 23)	601	577
Pasivos por Impuesto Diferido (Nota 24)	2.113	2.354
PASIVO CORRIENTE	11.214	10.765
Deuda Financiera Corriente (Nota 18)	1.152	974
Provisiones Corrientes (Nota 26)	723	902
Provisiones para Pensiones y Obligaciones Similares	-	-
Otras Provisiones Corrientes	723	902
Acreedores Comerciales y otros Pasivos Corrientes (Nota 25)	9.339	8.889
Proveedores y otros Acreedores Pasivos por Impuesto sobre Sociedades Corriente	8.708 631	8.426 463
Pasivos asociados a Activos no Corrientes Mantenidos para la Venta y de
Actividades Interrumpidas (Nota 35)	-	-
TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVO	56.457	58.778

Las Notas 1 a 41 descritas en la Memoria adjunta forman parte integrante de los Estados de Situación Financiera Consolidados a 31 de diciembre de 2013 y 2012.

ENDESA, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES ESTADOS DEL RESULTADO CONSOLIDADOS CORRESPONDIENTES A LOS EJERCICIOS ANUALES TERMINADOS A 31 DE DICIEMBRE DE 2013 Y 2012

Millones de Euros

	2013	2012
INGRESOS (Nota 27)	31.203	33.933
	29.677	32.284
Ventas (Nota 27.1) Otros Ingresos de Explotación (Nota 27.2)	1.526	1.649
APROVISIONAMIENTOS Y SERVICIOS	(20.789)	(23.105)
Compras de Energía	(8.063)	(8.812)
Consumo de Combustibles	(3.491)	(4.481)
Gastos de Transporte Otros Aprovisionamientos Variables y Servicios (Nota 28)	(6.711) (2.524)	(7.289) (2.523)
MARGEN DE CONTRIBUCION	10.414	10.828
Trabajos Realizados por el Grupo para su Activo (Notas 3a y 3d) Gastos de Personal (Nota 29)	197 (1.770)	190 (1.763)
Otros Gastos Fijos de Explotación (Nota 30)	(2.121)	(2.250)
RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACION	6.720	7.005
Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro (Nota 31)	(2.418)	(2.587)
RESULTADO DE EXPLOTACION	4.302	4.418
RESULTADO FINANCIERO (Nota 32)	(350)	(641)
Ingreso Financiero	552	697
Gasto Financiero	(896)	(1.296)
Diferencias de Cambio Netas	(6)	(42)
Resultado Neto de Sociedades por el Método de Participación (Nota 9.1) Resultado de otras Inversiones	29 13	59 3
Resultado en Ventas de Activos (Nota 33)	24	(15)
RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS	4.018	3.824
	(1.075)	(1.053)
Impuesto sobre Sociedades (Nota 34)
RESULTADO DESPUES DE IMPUESTOS DE ACTIVIDADES CONTINUADAS	2.943	2.771
RESULTADO DESPUES DE IMPUESTOS DE ACTIVIDADES	-	-
INTERRUMPIDAS (Nota 35)
RESULTADO DEL EJERCICIO	2.943	2.771
Sociedad Dominante	1.879	2.034
Intereses Minoritarios	1.064	737
BENEFICIO NETO POR ACCION BASICO DE ACTIVIDADES
CONTINUADAS (en Euros)	1,77	1,92
BENEFICIO NETO POR ACCION DILUIDO DE ACTIVIDADES	1,77	1,92
CONTINUADAS (en Euros)
BENEFICIO NETO POR ACCION BASICO DE ACTIVIDADES
INTERRUMPIDAS (en Euros)	-	-
BENEFICIO NETO POR ACCION DILUIDO DE ACTIVIDADES	-	-
INTERRUMPIDAS (en Euros)
BENEFICIO NETO POR ACCION BASICO (en Euros)	1,77	1,92
BENEFICIO NETO POR ACCION DILUIDO (en Euros)	1,77	1,92

Las Notas 1 a 41 descritas en la Memoria adjunta forman parte integrante de los Estados del Resultado Consolidados correspondientes a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2013 y 2012.

ENDESA, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES ESTADOS DE OTRO RESULTADO GLOBAL CONSOLIDADOS CORRESPONDIENTES A LOS EJERCICIOS ANUALES TERMINADOS A 31 DE DICIEMBRE DE 2013 Y 2012

Millones de Euros

		31 de Diciembre de 2013		31 de Diciembre de 2012
	De la Sociedad Dominante	De los Intereses Minoritarios	Total	De la Sociedad Dominante	De los Intereses Minoritarios	Total
RESULTADO CONSOLIDADO DEL EJERCICIO	1.879	1.064	2.943	2.034	737	2.771
OTRO RESULTADO GLOBAL:
INGRESOS Y GASTOS IMPUTADOS DIRECTAMENTE EN EL PATRIMONIO NETO	(1.044)	(1.099)	(2.143)	(136)	106	(30)
Partidas que pueden ser objeto de reclasificación al Estado del Resultado:	(1.006)	(1.098)	(2.104)	(34)	119	85
Por Revalorización/(Reversión de la Revalorización) del Inmovilizado Material y de Activos Intangibles	-	-	-	-	-	-
Por Valoración de Instrumentos Financieros:	(3)	-	(3)	67	-	67
Activos Financieros Disponibles para la Venta (Nota 15.1.5)	(3)	-	(3)	67	-	67
Otros Ingresos/(Gastos)	-	-	-	-	-	-
Por Cobertura de Flujos de Caja (Nota 15.1.5)	(172)	(73)	(245)	(157)	66	(91)
Diferencias de Conversión (Nota 15.1.6)	(886)	(1.048)	(1.934)	29	72	101
Inversiones Consolidadas por el Método de Participación (Nota 15.1.5)	9	8	17	(9)	1	(8)
Resto de Ingresos y Gastos imputados directamente al Patrimonio Neto	-	-	-	-	-	-
Efecto Impositivo	46	15	61	36	(20)	16
Partidas que no pueden ser objeto de reclasificación al Estado del Resultado:	(38)	(1)	(39)	(102)	(13)	(115)
Por Ganancias y Pérdidas Actuariales y otros Ajustes (Nota 17.1)	(31)	(1)	(32)	(135)	(19)	(154)
Efecto Impositivo	(7)	-	(7)	33	6	39
TRANSFERENCIAS AL ESTADO DEL RESULTADO Y/O INVERSIONES	83	(6)	77	103	(7)	96
Por Valoración de Instrumentos Financieros:	(64)	-	(64)	-	-	-
Activos Financieros Disponibles para la Venta (Nota 15.1.5)	(64)	-	(64)	-	-	-
Otros Ingresos/(Gastos)	-	-	-	-	-	-
Por Cobertura de Flujos de Efectivo (Nota 15.1.5)	195	(4)	191	156	(5)	151
Diferencias de Conversión (Nota 15.1.6)	-	-	-	1	-	1
Inversiones Consolidadas por el Método de Participación (Nota 15.1.5)	1	-	1	(4)	-	(4)
Resto de Ingresos y Gastos imputados directamente al Patrimonio Neto	-	-	-	-	-	-
Efecto Impositivo (Nota 15.1.5)	(49)	(2)	(51)	(50)	(2)	(52)
RESULTADO GLOBAL TOTAL	918	(41)	877	2.001	836	2.837

Las Notas 1 a 41 descritas en la Memoria adjunta forman parte integrante de los Estados del Resultado Global Consolidados correspondientes a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2013 y 2012.

ENDESA, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADO CORRESPONDIENTE AL EJERCICIO ANUAL TERMINADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2013

Millones de Euros

Patrimonio Neto atribuido a la Sociedad Dominante (Nota 15.1)
	Fondos Propios
	Capital	Prima de Emisión, Reservas y Dividendo a Cuenta	Acciones y Participaciones en Patrimonio Propias	Resultado del Ejercicio	Otros Instrumentos de Patrimonio Neto	Ajustes por Cambios de Valor	Intereses Minoritarios	Total Patrimonio Neto
Saldo Inicial a 1 de Enero de 2013	1.271	16.719	-	2.034	-	629	5.716	26.369
Ajuste por Cambio de Criterio Contable Ajuste por Errores	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -
Saldo Inicial Ajustado	1.271	16.719	-	2.034	-	629	5.716	26.369
Resultado Global Total	-	(38)	-	1.879	-	(923)	(41)	877
Operaciones con Socios o Propietarios	-	(1.050)	-	-	-	-	573	(477)
Aumentos/(Reducciones) de Capital	-	-	-	-	-	-	-	-
Conversión de Pasivos en Patrimonio Neto	-	-	-	-	-	-	-	-
Distribución de Dividendos (Nota 15.1.7)	-	(1.588)	-	-	-	-	(630)	(2.218)
Operaciones con Acciones o Participaciones en Patrimonio Propias (Netas)	-	-	-	-	-	-	-	-
Incrementos/(Reducciones) por Combinaciones de Negocios	-	-	-	-	-	-	-	-
Otras Operaciones con Socios o Propietarios (Nota 15.2)	-	538	-	-	-	-	1.203	1.741
Otras Variaciones de Patrimonio Neto	-	2.034	-	(2.034)	-	-	-	-
Pagos Basados en Instrumentos de Patrimonio	-	-	-	-	-	-	-	-
Traspasos entre Partidas de Patrimonio Neto	-	2.034	-	(2.034)	-	-	-	-
Otras Variaciones	-	-	-	-	-	-	-	-

Saldo Final a 31 de Diciembre de 2013	1.271	17.665	-	1.879	-	(294)	6.248	26.769
Las Notas 1 a 41					descritas en la Memoria adjunta forman parte integrante del Estado de Cambios en el Patrimonio Neto Consolidado correspondiente al ejercicio

anual terminado a 31 de diciembre de 2013.

ENDESA, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADO CORRESPONDIENTE AL EJERCICIO ANUAL TERMINADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2012

Millones de Euros

			Patrimonio Neto atribuido a la Sociedad Dominante (Nota 15.1)
		Fondos Propios
	Capital	Prima de Emisión, Reservas y Dividendo a Cuenta	Acciones y Participaciones en Patrimonio Propias	Resultado del Ejercicio	Otros Instrumentos de Patrimonio Neto	Ajustes por Cambios de Valor	Intereses Minoritarios	Total Patrimonio Neto
Saldo Inicial a 1 de Enero de 2012	1.271	15.248	-	2.212	-	560	5.388	24.679
Ajuste por Cambio de Criterio Contable	-	-	-	-	-	-	-	-
Ajuste por Errores	-	-	-	-	-	-	-	-
Saldo Inicial Ajustado	1.271	15.248	-	2.212	-	560	5.388	24.679
Resultado Global Total	-	(102)	-	2.034	-	69	836	2.837
Operaciones con Socios o Propietarios	-	(639)	-	-	-	-	(508)	(1.147)
Aumentos/(Reducciones) de Capital	-	-	-	-	-	-	-	-
Conversión de Pasivos en Patrimonio Neto	-	-	-	-	-	-	-	-
Distribución de Dividendos (Nota 15.1.7)	-	(642)	-	-	-	-	(499)	(1.141)
Operaciones con Acciones o Participaciones en Patrimonio Propias (Netas)	-	-	-	-	-	-	-	-
Incrementos/(Reducciones) por Combinaciones de Negocios	-	-	-	-	-	-	-	-
Otras Operaciones con Socios o	-	3	-	-	-	-	(9)	(6)
Propietarios (Nota 15.2)
Otras Variaciones de Patrimonio Neto	-	2.212	-	(2.212)	-	-	-	-
Pagos Basados en Instrumentos de Patrimonio	-	-	-	-	-	-	-	-
Traspasos entre Partidas de Patrimonio Neto	-	2.212	-	(2.212)	-	-	-	-
Otras Variaciones	-	-	-	-	-	-	-	-
Saldo Final a 31 de Diciembre de 2012	1.271	16.719	-	2.034	-	629	5.716	26.369

Las Notas 1 a 41 descritas en la Memoria adjunta forman parte integrante del Estado de Cambios en el Patrimonio Neto Consolidado correspondiente al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2013.

ENDESA, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADOS CORRESPONDIENTES A LOS EJERCICIOS ANUALES TERMINADOS A 31 DE DICIEMBRE DE 2013 Y 2012

Millones de Euros
	2013	2012
Resultado Bruto Antes de Impuestos e Intereses Minoritarios	4.018	3.824
Ajustes del Resultado:	2.892	3.116
Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro (Nota 31)	2.418	2.587
Otros Ajustes del Resultado (Neto)	474	529
Cambios en el Capital Corriente	(511)	232
Otros Flujos de Efectivo de las Actividades de Explotación:	(1.848)	(1.925)
Cobro de Intereses	385	494
Cobro de Dividendos	18	13
Pagos de Intereses	(724)	(917)
Pagos de Impuesto sobre Sociedades	(846)	(930)
Otros Cobros y Pagos de las Actividades de Explotación	(681)	(585)
FLUJOS NETOS DE EFECTIVO PROCEDENTES DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLOTACION	4.551	5.247
Adquisiciones de Inmovilizados Materiales y Activos Intangibles	(2.399)	(2.247)
Enajenaciones de Inmovilizados Materiales y Activos Intangibles	50	45
Inversiones en Participaciones Empresas del Grupo	-	(2)
Enajenaciones en Participaciones Empresas del Grupo	214	276
Adquisiciones de otras Inversiones	(5.094)	(2.462)
Enajenaciones de otras Inversiones	5.435	2.234
Flujos de Efectivo por Variación de Perímetro	-	(1)
Subvenciones y otros Ingresos Diferidos	170	195
FLUJOS NETOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE INVERSION	(1.624)	(1.962)
Flujos de Efectivo por Instrumentos de Patrimonio (Nota 15.2)	1.747	-
Disposiciones de Deuda Financiera no Corriente (Nota 18.1)	1.086	2.797
Amortizaciones de Deuda Financiera no Corriente (Nota 18.1)	(1.219)	(835)
Flujo Neto de Deuda Financiera con Vencimiento Corriente	(1.348)	(4.861)
Pagos de Dividendos de la Sociedad Dominante (Nota 15.1.7)	-	(642)
Pagos a Intereses Minoritarios	(539)	(589)
FLUJOS NETOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE FINANCIACION	(273)	(4.130)
FLUJOS NETOS TOTALES	2.654	(845)
Variación del Tipo de Cambio en el Efectivo y Otros Medios Líquidos	(305)	43
VARIACION DE EFECTIVO Y OTROS MEDIOS LIQUIDOS	2.349	(802)
EFECTIVO Y OTROS MEDIOS LIQUIDOS INICIALES (Nota 14)	1.986	2.788
Efectivo en Caja y Bancos	1.025	1.053
Otros Equivalentes de Efectivo	961	1.735
	4.335	1.986
EFECTIVO Y OTROS MEDIOS LIQUIDOS FINALES (Nota 14)
Efectivo en Caja y Bancos	1.062	1.025
Otros Equivalentes de Efectivo	3.273	961

Las Notas 1 a 41 descritas en la Memoria adjunta forman parte integrante de los Estados de Flujos de Efectivo Consolidados correspondientes a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2013 y 2012.

ENDESA, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES MEMORIA DE CUENTAS ANUALES CONSOLIDADAS CORRESPONDIENTE AL EJERCICIO ANUAL TERMINADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2013

Índice

1. ACTIVIDAD Y CUENTAS ANUALES DEL GRUPO 12
2. BASES DE PRESENTACION DE LAS CUENTAS ANUALES CONSOLIDADAS 13
2.1. Principios contables. 13
2.2. Responsabilidad de la información y estimaciones realizadas 19
2.3. Sociedades Dependientes y de Control Conjunto 20
2.3.1. Variaciones del perímetro de consolidación. 20
2.3.2. Sociedades consolidadas con participación inferior al 50%. 22
2.3.3. Sociedades no consolidadas con participación superior al 50%. 22
2.4. Sociedades Asociadas. 23
2.5. Otras participaciones 23
2.6. Principios de consolidación y combinaciones de negocio 23
3. NORMAS DE VALORACION 25
a) Inmovilizado material. 25
b) Inversiones inmobiliarias 28
c) Fondo de comercio. 28
d) Activos intangibles. 29
d.1) Concesiones. 29
d.2) Gastos de investigación y desarrollo 30
d.3) Derechos de emisión de CO2, Certified Emission Reductions (CERs) y Emissions
Reduction Unit (ERUs) 31
d.4) Otros activos intangibles 31
e) Deterioro del valor de los activos. 31
f) Arrendamientos. 36
g) Instrumentos financieros 37
g.1) Inversiones financieras excepto derivados 37
g.2) Efectivo y otros medios líquidos equivalentes 38
g.3) Pasivos financieros excepto derivados 38
g.4) Derivados y operaciones de cobertura. 39
g.5) Desglose por niveles de instrumentos financieros 40
g.6) Contratos de garantía financiera. 41
g.7) Bajas de activos y pasivos financieros 41
h) Inversiones contabilizadas por el método de participación. 42
i) Existencias 42
j) Activos no corrientes mantenidos para la venta y de actividades interrumpidas. 42
k) Ingresos diferidos 43
l) Provisiones 44
l.1) Provisiones para pensiones y obligaciones similares. 44
l.2) Provisiones para planes de reestructuración de plantilla 45
l.3) Provisiones para cubrir el coste de las emisiones de CO2 46
l.4) Provisiones por costes de cierre de las instalaciones 46
m) Conversión de saldos en moneda extranjera 46
n) Clasificación de saldos corrientes y no corrientes 46

ñ) Impuesto sobre sociedades. 47
o) Reconocimiento de ingresos y gastos 48
p) Beneficio (pérdida) por acción 49
q) Sistemas de retribución basados en acciones 49
r) Dividendos 50
s) Estado de flujos de efectivo. 50
4. REGULACION SECTORIAL Y FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA ELECTRICO. 50
4.1. España 50
4.2. Latinoamérica 62
5. INMOVILIZADO MATERIAL. 68
5.1. Información adicional de inmovilizado material 72
6. INVERSIONES INMOBILIARIAS 76
7. ACTIVO INTANGIBLE 78
7.1. Derechos de emisión de dióxido de carbono (CO2), Certified Emission Reductions (CERs)
y Emission Reductions Unit (ERUs) 80
7.2. Información adicional de activo intangible 81
8. FONDO DE COMERCIO 82
9. INVERSIONES CONTABILIZADAS POR EL METODO DE PARTICIPACION Y SOCIEDADES DE
CONTROL CONJUNTO 84
9.1. Inversiones contabilizadas por el método de participación 84
9.2. Sociedades de control conjunto 87
10. ACTIVOS FINANCIEROS NO CORRIENTES. 89
10.1. Préstamos y otras cuentas a cobrar 91
10.2. Inversiones disponibles para la venta 92
10.3. Clasificación de instrumentos financieros de activo no corrientes y corrientes por
naturaleza y categoría 93
10.4. Pérdidas y ganancias netas por categorías de activos financieros 95
10.5. Compromisos de inversiones financieras 95
11. EXISTENCIAS. 96
12. DEUDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS A COBRAR 96
13. ACTIVOS FINANCIEROS CORRIENTES 97
14. EFECTIVO Y OTROS MEDIOS LIQUIDOS EQUIVALENTES 98
15. PATRIMONIO NETO. 99
15.1. Patrimonio neto: De la Sociedad Dominante 99
15.1.1. Capital social 99
15.1.2. Prima de emisión. 100
15.1.3. Reserva legal 100
15.1.4. Reserva de revalorización. 100
15.1.5. Reserva por revaluación de activos y pasivos no realizados. 100
15.1.6. Diferencias de conversión 101
15.1.7. Dividendo. 101
15.1.8. Gestión del capital 101
15.1.9. Restricciones a la disposición de fondos y prenda sobre acciones de las filiales. 102
15.1.10. Otra información. 103
15.2.Patrimonio neto: De los intereses minoritarios 103
16. INGRESOS DIFERIDOS. 104
17. PROVISIONES NO CORRIENTES 105
17.1. Provisiones para pensiones y obligaciones similares. 105
17.2. Provisiones para planes de reestructuración de plantilla 112
17.3. Otras provisiones 114
18. DEUDA FINANCIERA 126
18.1. Deuda financiera corriente y no corriente 126
18.2. Participaciones preferentes 131
18.3. Clasificación de instrumentos financieros de pasivo no corrientes y corrientes por
naturaleza y categoría. 131

18.4. Pérdidas y ganancias netas por categorías de pasivos financieros 133
18.5. Otros aspectos. 133
19. POLITICA DE GESTION DE RIESGOS. 137
19.1. Riesgo de tipo de interés. 138
19.2. Riesgo de tipo de cambio 140
19.3. Riesgo de precio de "commodities". 143
19.4. Riesgo de liquidez 147
19.5. Riesgo de crédito 147
19.6. Riesgo de concentración. 148
19.7. Medición del riesgo. 149
20. INSTRUMENTOS FINANCIEROS DERIVADOS 150
21. DESGLOSE DE ACTIVOS Y PASIVOS FINANCIEROS NO CORRIENTES Y CORRIENTES OBJETO DE COMPENSACIÓN SEGÚN LO DISPUESTO EN LA NIIF 7 154
22. DESGLOSE DE ACTIVOS Y PASIVOS NO CORRIENTES Y CORRIENTES VALORADOS A
VALOR RAZONABLE SEGÚN LO DISPUESTO EN LA NIIF 13 157
23. OTROS PASIVOS NO CORRIENTES. 159
24. ACTIVOS Y PASIVOS POR IMPUESTO DIFERIDO 159
25. ACREEDORES COMERCIALES Y OTROS PASIVOS CORRIENTES. 163
25.1. Información sobre los aplazamientos de pago efectuados a proveedores. Disposición
adicional tercera. "Deber de información" de la Ley 15/2010, de 5 de julio 163
26. PROVISIONES CORRIENTES. 163
27. INGRESOS. 164
27.1.Ventas. 164
27.2.Otros ingresos de explotación. 164
28. OTROS APROVISIONAMIENTOS VARIABLES Y SERVICIOS 165
29. GASTOS DE PERSONAL 165
30. OTROS GASTOS FIJOS DE EXPLOTACION 165
31. AMORTIZACIONES Y PERDIDAS POR DETERIORO. 166
32. RESULTADO FINANCIERO NETO 166
33. RESULTADO EN VENTAS DE ACTIVOS 167
34. IMPUESTO SOBRE SOCIEDADES. 168
35. ACTIVOS NO CORRIENTES MANTENIDOS PARA LA VENTA Y DE ACTIVIDADES
INTERRUMPIDAS 169
36. INFORMACION POR SEGMENTOS. 171
36.1. Criterios de segmentación 171
36.2. Información por segmentos 171
37. SALDOS Y TRANSACCIONES CON PARTES VINCULADAS. 179
37.1. Gastos e ingresos y otras transacciones. 179
37.1.1. Gastos e ingresos. 179
37.1.2. Otras transacciones 181
37.1.3. Otra información 182
37.2. Empresas asociadas y de control conjunto. 182
37.3. Planes de pensiones 182
37.4. Administradores y Alta Dirección. 183
37.4.1. Retribución del Consejo de Administración. 183
37.4.2. Retribución de Alta Dirección 186
37.4.3. Cláusulas de garantía: Consejo de Administración y Alta Dirección 188
37.4.4. Otra información referente al Consejo de Administración. 188
37.4.5. Planes de retribución vinculados a la cotización de la acción de ENDESA. 190
37.4.6. Planes de retribución a largo plazo 190
37.4.7. Otras consideraciones 190
38. GARANTIAS COMPROMETIDAS CON TERCEROS, OTROS ACTIVOS Y PASIVOS
CONTINGENTES Y OTROS COMPROMISOS. 190
38.1. Garantías directas e indirectas. 190
38.2. Otros compromisos 191

38.3. Otra información. 191
39. RETRIBUCION DE AUDITORES 192
40. PLANTILLA. 192
41. HECHOS POSTERIORES. 194
ANEXO I SOCIEDADES QUE COMPONEN ENDESA 195
ANEXO II SOCIEDADES ASOCIADAS 201
ANEXO III VARIACIONES DEL PERIMETRO DE CONSOLIDACION 202
Incorporaciones al perímetro de consolidación durante 2013 y 2012 202
Exclusiones del perímetro de consolidación durante 2013 y 2012. 203
Variaciones en el porcentaje de participación durante 2013 y 2012. 204
Sociedades Asociadas: Incorporaciones, Exclusiones, y Variaciones durante 2013 y 2012. 206

ENDESA, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES

MEMORIA DE LAS CUENTAS ANUALES CONSOLIDADAS CORRESPONDIENTES AL EJERCICIO ANUAL TERMINADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2013

1. Actividad y Cuentas Anuales del Grupo.

ENDESA, S.A. (en adelante, la "Sociedad Dominante" o la "Sociedad") y sus sociedades filiales integran el Grupo ENDESA (en adelante, "ENDESA"). ENDESA, S.A. tiene su domicilio social y fiscal, así como sus oficinas principales en Madrid, calle Ribera del Loira, 60.

La Sociedad fue constituida con la forma mercantil de Sociedad Anónima en el año 1944 con el nombre de Empresa Nacional de Electricidad, S.A. y cambió su denominación social por la de ENDESA, S.A. por acuerdo de la Junta General Ordinaria de Accionistas celebrada el 25 de junio de 1997.

ENDESA tiene como objeto social el negocio eléctrico en sus distintas actividades industriales y comerciales, la explotación de toda clase de recursos energéticos primarios, la prestación de servicios de carácter industrial y, en especial, los de telecomunicaciones, agua y gas, así como los que tengan carácter preparatorio o complementario de las actividades incluidas en el objeto social, y la gestión del Grupo Empresarial, constituido con las participaciones en otras sociedades. ENDESA desarrolla, en el ámbito nacional e internacional, las actividades que integran su objeto, bien directamente o mediante su participación en otras sociedades.

Las Cuentas Anuales Consolidadas de ENDESA del ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2012 fueron aprobadas por la Junta General de Accionistas celebrada el 22 de abril de 2013.

Las Cuentas Anuales Consolidadas de ENDESA del ejercicio anual terminado a 31 de diciembre 2013 y las de cada una de las sociedades integrantes del mismo, correspondientes al ejercicio 2013, que han servido de base para la preparación de estas Cuentas Anuales Consolidadas, se encuentran en su mayor parte pendientes de aprobación por sus respectivas Juntas Generales de Accionistas. No obstante, los Administradores de la Sociedad Dominante entienden que dichas Cuentas Anuales serán aprobadas conforme están presentadas.

En estas Cuentas Anuales Consolidadas se utiliza como moneda de presentación el euro y las cifras se presentan en millones de euros (salvo mención expresa) por ser ésta la moneda de presentación de la Sociedad Dominante.

La Sociedad está integrada en el Grupo ENEL, cuya sociedad dominante última es ENEL, S.p.A., que se rige por la legislación mercantil vigente en Italia, con domicilio social en Roma, Viale Regina Margherita, 137 y cuya cabecera en España es ENEL Energy Europe, S.L.U. con domicilio social en la calle Ribera del Loira, 60, Madrid. Las Cuentas Anuales Consolidadas del Grupo ENEL del ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2012 fueron aprobadas por la Junta General de Accionistas celebrada el 30 de abril de 2013 y depositadas en el Registro Mercantil de Roma y Madrid. La Sociedad presenta Cuentas Anuales Consolidadas de acuerdo al Artículo 43 del Código de Comercio al encontrarse sus acciones admitidas a cotización en las Bolsas Españolas. El Grupo ENEL posee, a través de ENEL Energy Europe, S.L.U., un 92,063% del capital social de ENDESA, el cual fue adquirido entre los años 2007 y 2009 (véase Nota 15.1.1).

2. Bases de presentación de las Cuentas Anuales Consolidadas.

2.1. Principios contables.

Las Cuentas Anuales Consolidadas de ENDESA correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2013 han sido formuladas por los Administradores de la Sociedad Dominante, en reunión del Consejo de Administración celebrada el día 24 de febrero de 2014, de acuerdo con lo establecido en las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) y en las interpretaciones del Comité de Interpretaciones de Normas Internacionales de Información Financiera (CINIIF), según han sido adoptadas por la Unión Europea a la fecha del Estado de Situación Financiera Consolidado, de conformidad con el Reglamento (CE) nº 1606/2002 del Parlamento Europeo y del Consejo y demás disposiciones del marco normativo de información financiera aplicables a ENDESA.

Estas Cuentas Anuales Consolidadas muestran la imagen fiel del patrimonio y de la situación financiera de ENDESA a 31 de diciembre de 2013, del resultado global consolidado, de sus operaciones, de los cambios en el patrimonio neto consolidado y de los flujos de efectivo consolidados, que se han producido en ENDESA en el ejercicio terminado en esa fecha.

Las Cuentas Anuales Consolidadas se han preparado siguiendo el principio de empresa en funcionamiento mediante la aplicación del método de coste, con excepción de las partidas que de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) se valoran a valor razonable, tal y como se indica en las Normas de Valoración de cada partida y los activos no corrientes y grupos enajenables de elementos mantenidos para la venta, que se registran al menor de su valor contable y valor razonable menos los costes de venta (véase Nota 3).

Las Cuentas Anuales Consolidadas de los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2013 y 2012 de ENDESA han sido preparadas a partir de los registros de contabilidad mantenidos por la Sociedad y por las restantes sociedades integradas en ENDESA.

Cada sociedad prepara sus Cuentas Anuales siguiendo los principios y criterios contables en vigor en el país en el que realiza las operaciones por lo que en el proceso de consolidación se han introducido los ajustes y reclasificaciones necesarios para homogeneizar entre sí tales principios y criterios para adecuarlos a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) y a los criterios del Comité de Interpretaciones de Normas Internacionales de Información Financiera (CINIIF).

Las políticas contables utilizadas en la preparación de estas Cuentas Anuales Consolidadas son las mismas que las aplicadas en las Cuentas Anuales Consolidadas del ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2012, incluyendo las nuevas Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) y Comité de Interpretaciones de Normas Internacionales de Información Financiera (CINIIF) publicadas en el Diario Oficial de la Unión Europea y cuya primera aplicación por ENDESA se ha producido en las Cuentas Anuales Consolidadas del ejercicio 2013.

a) Normas e interpretaciones aprobadas por la Unión Europea, aplicadas por primera vez en las Cuentas Anuales Consolidadas del ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2013.

Las Normas e interpretaciones adoptadas por la Unión Europea que han entrado en vigor en el ejercicio 2013 no han tenido un efecto significativo sobre las Cuentas Anuales Consolidadas de ENDESA.

Las Normas cuya primera aplicación ha tenido lugar en las Cuentas Anuales Consolidadas del ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2013 han sido las siguientes:

Modificación de la NIC 1 "Presentación de Estados Financieros".

Las partidas que se presenten en Otro Resultado Global tendrán que clasificarse distinguiendo entre partidas que son potencialmente reclasificables a resultados del período posteriormente (ajustes a reclasificación) y partidas que nunca se llevarán a resultados.

Aplicación obligatoria en ejercicios anuales iniciados a partir de 1 de julio de 2012.

ENDESA ha procedido a modificar la presentación del Estado Consolidado del Resultado Global correspondiente al ejercicio 2012 incluido en las Cuentas Anuales Consolidadas de dicho ejercicio.

NIC 19 revisada "Retribuciones a los Empleados".

Elimina la opción de registrar las pérdidas y ganancias actuariales de los planes de pensiones de prestación definida en el Estado de Resultados (método del corredor), y hace obligatorio que las mismas se registren en Otro Resultado Global (patrimonio neto), y modifica el concepto de los rendimientos esperados de los activos afectos.

ENDESA había aplicado la opción de registrar las pérdidas y ganancias actuariales de los planes de pensiones de prestación definida en Otro Resultado Global desde la primera adopción de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) por lo que este aspecto de la modificación de la NIC 19 no ha tenido ningún efecto sobre sus Estados Financieros Consolidados.

Aplicación obligatoria en ejercicios anuales iniciados a partir de 1 de enero de 2013.

Modificaciones de la NIIF 7 "Instrumentos Financieros: Información a revelar - Compensación de Activos Financieros y Pasivos Financieros".

Clarifica los requisitos a revelar sobre los derechos de compensación de activos financieros y pasivos financieros (véase Nota 21).

Aplicación obligatoria en ejercicios anuales iniciados a partir de 1 de enero de 2013.

Modificación a la NIC 12 "Impuesto sobre las Ganancias - Impuestos Diferidos: Recuperación de los Activos Subyacentes".

Se introduce una excepción al principio de valoración establecido en dicha Norma a través de una presunción refutable de acuerdo con la cual el importe en libros de una inversión inmobiliaria valorada por su valor razonable se recuperaría mediante la venta y la entidad debería utilizar el tipo impositivo aplicable a la venta del activo subyacente.

Aplicación obligatoria en ejercicios anuales iniciados a partir de 1 de enero de 2013.

NIIF 13 "Valoración del Valor Razonable".

Establece un marco para la valoración del valor razonable, y proporciona orientaciones exhaustivas sobre la manera de valorar el valor razonable de los activos y pasivos tanto financieros como no financieros. La NIIF 13 se aplica cuando otra NIIF requiere o permite valoraciones al valor razonable o requiere la revelación de información sobre las valoraciones del valor razonable (véase Nota 22).

Aplicación obligatoria en ejercicios anuales iniciados a partir de 1 de enero de 2013.

Interpretación del Comité de Interpretaciones de Normas Internacionales de Información Financiera (CINIIF 20) "Costes por Desmonte en la Fase de Producción de una Mina a Cielo Abierto".

El objeto de la CINIIF 20 es proporcionar orientaciones sobre el reconocimiento de los costes por desmonte en la fase de producción de un activo, así como sobre la valoración inicial y posterior del activo derivado de la actividad de desmonte, a fin de reducir, en la práctica, las disparidades existentes entre entidades en cuanto a la forma de contabilizar los costes en los que incurran por desmonte en la fase de producción de una mina a cielo abierto.

Aplicación obligatoria en ejercicios anuales iniciados a partir de 1 de enero de 2013.

Mejoras anuales de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), Ciclo 2009-2011.

Destinadas a subsanar una serie de problemas derivados de posibles incoherencias en las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) o de la necesidad de una formulación más clara, modificando las siguientes Normas:

• NIIF 1 "Adopción por primera vez de las Normas Internacionales de Información Financiera".
• NIC 1 "Presentación de Estados Financieros".
• NIC 16 "Inmovilizado Material".
• NIC 32 "Instrumentos Financieros".
• CINIIF 2 "Interpretación del Comité de Interpretaciones de Normas Internacionales de Información Financiera– Aportaciones de Socios de Entidades Cooperativas e Instrumentos Similares". Modificada de Conformidad con la NIC 32.
• NIC 34 "Información Financiera Intermedia".

Aplicación obligatoria en ejercicios anuales iniciados a partir de 1 de enero de 2013.

Las modificaciones normativas mencionadas en este epígrafe, que han sido aplicadas por primera vez en estas Cuentas Anuales Consolidadas no han tenido impacto relevante sobre las mismas.

b) Normas e interpretaciones aprobadas por la Unión Europea, cuya primera aplicación se producirá a partir del ejercicio 2014.

A la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas se han publicado en el Diario Oficial de la Unión Europea ciertas Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) y Comité de Interpretaciones de Normas Internacionales de Información Financiera (CINIIF)

cuya primera aplicación por ENDESA se producirá en los ejercicios anuales iniciados a partir de 1 de enero de 2014:

NIIF 10 "Estados Financieros Consolidados".

Define un único modelo de consolidación que determina el control como la base de la consolidación en lo que respecta a todo tipo de entidades. Esta Norma sustituye a la NIC 27 "Estados Financieros Consolidados y Separados" y a la Interpretación SIC 12 del Comité de Interpretaciones "Consolidación - Entidades con Cometido Especial".

NIIF 11 "Acuerdos Conjuntos".

Redefine el concepto de control conjunto en línea con la definición de control incorporada por la NIIF 10 "Estados Financieros Consolidados". Elimina la opción de contabilizar las sociedades controladas conjuntamente utilizando el método de consolidación proporcional. Esta Norma sustituye a la NIC 31 "Participaciones en Negocios Conjuntos" y a la SIC-13 "Entidades Controladas Conjuntamente - Aportaciones no Monetarias de los Partícipes".

Como consecuencia de la aplicación de la NIIF 11 "Acuerdos Conjuntos", los Estados Financieros de los negocios conjuntos que hasta la fecha de entrada en aplicación de dicha Norma eran consolidados de forma proporcional, deberán consolidarse mediante el método de la participación. La estimación realizada sobre los principales impactos esperados derivados de la aplicación retroactiva de la NIIF 11 "Acuerdos Conjuntos", sobre los Estados Financieros Consolidados comparativos anteriores a la fecha de su primera aplicación el 1 de enero de 2014, es la siguiente:

Millones de Euros
Estado de Situación Financiera Consolidado	31 de Diciembre de 2013
Activo No Corriente	(156)
Activo Corriente	(344)
Patrimonio Neto	(7)
De la Sociedad Dominante	-
De los Intereses Minoritarios	(7)
Pasivo No Corriente	(286)
Pasivo Corriente	(207)
TOTAL	-

Millones de Euros
Estado del Resultado Consolidado	2013
Ingresos	(263)
Aprovisionamientos y Servicios	116
Margen de Contribución	(147)
Resultado Bruto de Explotación	(112)
Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro	39
Resultado de Explotación	(73)
Resultado Financiero	(2)
Resultado Antes de Impuestos	(10)
Impuesto sobre Sociedades	10
Resultado del Ejercicio	-

NIIF 12 "Revelación de Participaciones en Otras Entidades".

Unifica y refuerza los requerimientos de revelación de información aplicables respecto de las dependientes, los acuerdos conjuntos, las asociadas y las entidades estructuradas no consolidadas que anteriormente se incluían en la NIC 27 "Estados Financieros Separados", NIC 28 "Inversiones en Asociadas y en Negocios Conjuntos" y NIC 31 "Participaciones en Negocios Conjuntos".

NIC 27 Revisada "Estados Financieros Separados".

Norma modificada por efecto de la emisión de la NIIF 10 "Estados Financieros Consolidados" y NIIF 12 "Revelación de Participaciones en Otras Entidades", con el propósito de limitar el contenido de esta NIC a la contabilización de las Sociedades Dependientes, las entidades controladas conjuntamente y las entidades asociadas en los estados separados.

NIC 28 Revisada "Inversiones en Asociadas y en Negocios Conjuntos".

Norma modificada por efecto de la emisión de la NIIF 11 "Acuerdos Conjuntos" y NIIF 12 "Revelación de Participaciones en Otras Entidades" con el propósito de unificar las definiciones y otras aclaraciones contenidas en estas nuevas Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).

Modificaciones de la NIIF 10 "Estados Financieros Consolidados", la NIIF 11 "Acuerdos Conjuntos" y la NIIF 12 "Revelación de Participaciones en Otras Entidades".

Las modificaciones proporcionan una flexibilización de los requisitos de transición en relación con la NIIF 10 "Estados Financieros Consolidados", la NIIF 11 "Acuerdos Conjuntos" y la NIIF 12 "Revelación de Participaciones en Otras Entidades", al limitar el requisito de proporcionar información comparativa ajustada únicamente al ejercicio comparativo anterior.

Además, para la revelación de información relacionada con entidades estructuradas no consolidadas, las modificaciones suprimen el requisito de presentar información comparativa correspondiente a los ejercicios anteriores a la aplicación por primera vez de la NIIF 12 "Revelación de Participaciones en Otras Entidades".

Modificaciones a la NIC 32 "Instrumentos Financieros: Presentación – Compensación de Activos Financieros y Pasivos Financieros".

Aclara los requisitos para la compensación de activos financieros y pasivos financieros con el fin de eliminar las inconsistencias de la aplicación del criterio actual de compensaciones de la NIC 32.

Modificación a la NIC 36 "Deterioro del valor de los activos".

Aclara que la información a revelar sobre el importe recuperable de los activos, en el caso de que se determine a través del valor razonable menos los costes de enajenación o disposición por otra vía, se deberá efectuar únicamente para aquellos activos cuyo valor se haya visto sometido a un deterioro.

Modificación a la NIC 39 "Instrumentos financieros: Reconocimiento y Valoración en el documento titulado Novación de Derivados y continuación de la Contabilidad de Cobertura".

Se aclara que en aquellos casos en que en un derivado designado como instrumento de cobertura se produzca la sustitución de una contraparte por una contraparte central, como consecuencia de disposiciones legales o reglamentarias, la contabilidad de coberturas podrá continuar con independencia de la novación de los contratos.

En la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas, la Dirección de ENDESA está evaluando el impacto que la aplicación de las Normas mencionadas anteriormente, que se aplicarán a partir del ejercicio 2014, tendrá sobre los Estados Financieros Consolidados de ENDESA, si bien, en principio, no se espera que éstos sean significativos, salvo en lo mencionado anteriormente sobre la aplicación de la NIIF 11 "Acuerdos Conjuntos".

c) Normas e interpretaciones emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Información Financiera (IASB), pendientes de aprobación por la Unión Europea.

Asimismo, el Consejo de Normas Internacionales de Información Financiera (IASB) ha aprobado las siguientes Normas de información financiera que están pendientes de aprobación por parte de la Unión Europea en la fecha de formulación de las presentes Cuentas Anuales Consolidadas:

NIIF 9 "Instrumentos Financieros" y modificaciones posteriores.

Constituye la primera fase del proyecto de sustitución de la NIC 39 "Instrumentos Financieros-Reconocimiento y Valoración", y se aplicará a la clasificación y valoración de los activos y pasivos financieros de acuerdo a lo definido en la citada NIC 39.

Modificaciones a la NIC 19 "Retribuciones a los Empleados". Planes de Prestación Definida: Aportaciones del Empleado.

Su objetivo es simplificar la contabilización de las contribuciones a los planes de prestación definida realizadas por los empleados que no dependan del número de años trabajados, pudiendo reconocer tales contribuciones como una reducción del coste del servicio en el ejercicio en el que se presta, en vez de asignar las aportaciones durante los años de servicio.

Mejoras Anuales de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), Ciclo 2010-2012.

Destinadas a subsanar una serie de problemas derivados de posibles incoherencias en las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) o de la necesidad de una formulación más clara, incluyendo mejoras sobre las siguientes Normas:

• NIC 16 "Inmovilizado Material".
• NIC 38 "Activos Intangibles".
• NIC 24 "Información a Revelar sobre Partes Vinculadas".
• NIIF 2 "Pagos Basados en Acciones".
• NIIF 3 "Combinaciones de Negocios".
• NIIF 8 "Segmentos de Operación".

Mejoras Anuales de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), Ciclo 2011-2013.

Destinadas a subsanar una serie de problemas derivados de posibles incoherencias en las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) o de la necesidad de una formulación más clara, incluyendo mejoras sobre las siguientes Normas:

• NIC 40 "Inversiones Inmobiliarias".
• NIIF 1 "Adopción por Primera vez de las NIIF".
• NIIF 3 "Combinaciones de Negocios".
• NIIF 13 "Medición del Valor Razonable".

Interpretación del Comité de Interpretaciones de las Normas Internacionales de Información Financiera (CINIIF 21) "Tasas".

Esta interpretación de la NIC 37 "Provisiones, Activos Contingentes y Pasivos Contingentes", proporciona una guía sobre cuándo una entidad debe reconocer un pasivo por un gravamen impuesto por el Gobierno, distinto al impuesto a la renta, en sus Estados Financieros.

A la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas, la Dirección de ENDESA está evaluando el impacto que la aplicación de estas Normas tendría, en caso de que fueran finalmente convalidadas por la Unión Europea, sobre los Estados Financieros Consolidados de ENDESA, si bien no se espera que éstos sean significativos.

2.2. Responsabilidad de la información y estimaciones realizadas.

La información contenida en estas Cuentas Anuales Consolidadas es responsabilidad de los Administradores de la Sociedad Dominante, que manifiestan expresamente que se han aplicado en su totalidad los principios y criterios incluidos en las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).

En la preparación de las Cuentas Anuales Consolidadas adjuntas se han utilizado determinadas estimaciones realizadas por la Dirección de ENDESA para cuantificar algunos de los activos, pasivos, ingresos, gastos y compromisos que figuran registrados en ellas. Básicamente, estas estimaciones se refieren a:

• La valoración de activos y fondos de comercio para determinar la existencia de pérdidas por deterioro de los mismos (véase Nota 3e).
• Las hipótesis empleadas en el cálculo actuarial de los pasivos y obligaciones con los empleados (véase Nota 17).
• La vida útil de los activos materiales e intangibles (véanse Notas 3a y 3d).
• Las hipótesis utilizadas para el cálculo del valor razonable de los instrumentos financieros (véanse Notas 3g y 22).
• La energía suministrada a clientes no medida en contadores (véanse Notas 3g.1 y 3o).
• Determinadas magnitudes del Sistema Eléctrico, incluyendo las correspondientes a otras empresas tales como producción, facturación a clientes, energía consumida, incentivos de la actividad de distribución, etc. que permiten estimar la liquidación global del Sistema Eléctrico que deberá materializarse en las correspondientes liquidaciones definitivas, pendientes de emitir en la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas, y que podría afectar a los saldos de activo, pasivo, ingresos y gastos relacionados con la actividad sectorial del Sistema Eléctrico.
• La interpretación de la normativa existente o de nueva normativa relacionada con la regulación del sector eléctrico cuyos efectos económicos definitivos vendrán determinados finalmente por las resoluciones de los organismos competentes, algunas de

las cuales están pendientes de emitirse en la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas (véase Nota 4).

• La probabilidad de ocurrencia y el importe de los activos o pasivos de importe incierto o contingentes (véanse Notas 3l y 17.3).
• Los costes futuros para el cierre de las instalaciones y restauración de terrenos (véanse Notas 3a, 3b, 3d, 3l y 17.3).
• Los resultados fiscales de las distintas sociedades de ENDESA que se declararán ante las autoridades tributarias en el futuro y que han servido de base para el registro de los distintos saldos relacionados con el impuesto sobre sociedades en las Cuentas Anuales Consolidadas adjuntas (véanse Notas 3ñ, 24 y 34).

A pesar de que estas estimaciones se han realizado en función de la mejor información disponible en la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas sobre los hechos analizados, es posible que acontecimientos que puedan tener lugar en el futuro obliguen a modificarlas (al alza o a la baja) en próximos ejercicios, lo que se haría de forma prospectiva, reconociendo los efectos del cambio de estimación en las correspondientes Cuentas Anuales Consolidadas futuras.

2.3. Sociedades Dependientes y de Control Conjunto.

Son Sociedades Dependientes aquellas en las que la Sociedad Dominante controla, directa e indirectamente, la mayoría de los derechos de voto o, sin darse esta situación, tiene el poder de dirigir las políticas financieras y operativas de las mismas con el objeto de obtener beneficios económicos de las actividades, considerándose a estos efectos los derechos de voto potenciales en poder de ENDESA o de terceros ejercitables o convertibles al cierre del ejercicio.

Se consideran Sociedades de Control Conjunto aquellas en las que la situación descrita en el párrafo anterior se da gracias al acuerdo contractual para compartir el control sobre una actividad económica, de forma que las decisiones estratégicas, tanto financieras como de explotación, relativas a la actividad requieren el consentimiento unánime de ENDESA y del resto de partícipes.

ENDESA no posee Entidades con Cometido Especial según establece la Interpretación SIC 12 "Consolidación – Entidades con Cometido Especial", entendiendo como tales aquellas entidades en las que, aún sin poseer una participación de control, se ejerce un control efectivo sobre las mismas, al obtener sustancialmente, la mayoría de los beneficios producidos por la entidad y retener la mayoría de los riesgos de la misma, aunque no se posea una participación en dicha entidad.

En el Anexo I de estas Cuentas Anuales Consolidadas, denominado "Sociedades que componen ENDESA", se relacionan las Sociedades Dependientes y de Control Conjunto de ENDESA.

2.3.1. Variaciones del perímetro de consolidación.

En el Anexo III de estas Cuentas Anuales Consolidadas se detallan las variaciones del perímetro de consolidación producidas en los ejercicios 2013 y 2012.

En el ejercicio 2013, se han incorporado las siguientes compañías al perímetro de consolidación: Compañía Energética Veracruz S.A.C., ENDESA Generación Nuclear, S.A.U. e Inversiones Sudamérica Ltda. Las magnitudes económicas de estas compañías no son significativas.

Durante el ejercicio 2013 se han realizado las siguientes operaciones de fusión entre Sociedades Dependientes:

Sociedades Absorbentes	Sociedades Absorbidas	Fecha Efectiva de Fusión
	Ampla Investimentos e Serviços, S.A.
ENDESA Brasil, S.A.	Investluz, S.A	21 de Noviembre de 2013
Compañía Eléctrica Tarapacá,	ENDESA Eco, S.A.	1 de Noviembre de 2013
S.A.
ENDESA Eco, S.A.	Compañía Eléctrica San Isidro, S.A	1 de Septiembre de 2013
Inversiones Sudamérica Ltda	Cono Sur Participaciones, S.L.U.	1 de Julio de 2013
(1)
ENDESA Financiación Filiales,	ENDESA Desarrollo, S.L.U.	1 de Julio de 2013
S.A.U.

(1) Sociedad disuelta el 11 de octubre de 2013. Sus activos y pasivos han pasado a integrarse en Enersis, S.A.

Las operaciones de fusión entre Sociedades Dependientes llevadas a cabo durante el ejercicio 2012 fueron las siguientes:

Sociedades Absorbentes	Sociedades Absorbidas	Fecha Efectiva de Fusión
ENDESA Eco, S.A.	Inversiones ENDESA Norte, S.A.	1 de Julio de 2012
	ENDESA Trading, S.A.U.
ENDESA Generación, S.A.U.	Minas y Ferrocarril de Utrillas, S.A.U.	11 de Junio de 2012
	Carbones de Berga, S.A.U.
	ENDESA Inversiones Generales, S.A
Inversiones ENDESA Norte, S.A.	Empresa de Ingeniería Ingendesa, S.A.	1 de Mayo de 2012
Compañía Eléctrica San Isidro, S.A.	Empresa Eléctrica Pangue, S.A.	1 de Mayo de 2012
ENDESA Energía XXI, S.L.U.	GEM Suministro de Gas Sur 3, S.L.U.	29 de Febrero de 2012
ENDESA Energía, S.A.U.	GEM Suministro de Gas 3, S.L.U.	29 de Febrero de 2012
ENEL.Re N.V. (1)	ENEL.Re Limited	1 de Enero de 2012

(1) Actualmente denominada ENEL Insurance N.V.

Por otra parte en los ejercicios 2013 y 2012 se han producido las disoluciones de las siguientes Sociedades Dependientes:

2013 (1)	2012 (1)
Asin Carbono Usa, Inc.	Parque Fotovoltaico Aricoute I, S.L.
ENDESA Carbono Philippines, Inc.	Parque Fotovoltaico El Guanche I, S.L.
ENDESA Carbono Usa, L.L.C.	Parque Fotovoltaico Llano Delgado I, S.L.
ENDESA Carbono, S.L.U.	Parque Fotovoltaico Tablero I, S.L.
Inversiones Sudamérica Ltda	-

(1) Las magnitudes económicas de estas sociedades no son significativas.

Como consecuencia de la ampliación de capital de Enersis, S.A. realizada en 2013 y suscrita por ENDESA mediante la aportación del 100% del capital social de Cono Sur Participaciones, S.L.U. (véase Nota 15.2) se han producido variaciones en la participación económica de las Sociedades Dependientes residentes en países de Latinoamérica en las que antes de la mencionada operación ENDESA Latinoamérica, S.A.U. poseía participación directa, así como en las participadas de las mismas.

En el ejercicio 2012, se incorporaron las siguientes compañías al perímetro de consolidación: Cono Sur Participaciones, S.L.U., ENDESA Carbono Philippines, Inc., GEM Suministro de Gas Sur 3, S.L.U., GEM Suministro de Gas 3, S.L.U. y Emgesa Panamá, S.A. Las magnitudes económicas de estas compañías no fueron significativas.

Asimismo, en el ejercicio 2012 también se produjo la salida de las siguientes sociedades del perímetro de consolidación: ENDESA Ireland Limited (véase Nota 33), Nueva Marina Real Estate, S.L. (véase Nota 2.3.3), Distribución y Comercialización de Gas Extremadura, S.A. y Gas Extremadura Transportista, S.L. (véase Nota 33).

En el ejercicio 2012 la salida del perímetro de consolidación de ENDESA Ireland Limited supuso una reducción de 390 millones de euros en el Activo no Corriente, de 29 millones de euros en el Activo Corriente, de 132 millones de euros en el Pasivo no Corriente y de 7 millones de euros en el Pasivo Corriente del Estado de Situación Financiera Consolidado. La salida de Nueva Marina Real Estate, S.L. supuso una reducción de 27 millones de euros en el Activo no Corriente y de 21 millones de euros en el Pasivo Corriente del Estado de Situación Financiera Consolidado.

Exceptuando las operaciones cuyo impacto sobre los estados Financieros Consolidados se ha cuantificado, para el resto, de haberse realizado estas modificaciones en el perímetro de consolidación en el inicio de los ejercicios 2013 y 2012, las variaciones en las principales magnitudes en el Estado del Resultado Consolidado adjunto y en el Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto no hubieran sido significativas en relación con las Cuentas Anuales Consolidadas adjuntas.

2.3.2. Sociedades consolidadas con participación inferior al 50%.

Aunque ENDESA posee una participación inferior al 50% en Codensa, S.A. E.S.P. y Emgesa, S.A. E.S.P., tienen la consideración de "Sociedades Dependientes" ya que ENDESA, directa o indirectamente, en virtud de pactos o acuerdos entre accionistas, o como consecuencia de la estructura, composición y clases de accionariado, ejerce el control de las citadas sociedades.

2.3.3. Sociedades no consolidadas con participación superior al 50%.

Aunque ENDESA posee una participación superior al 50% en Centrales Hidroeléctricas de Aysén, S.A., y en la Asociación Nuclear Ascó-Vandellós II, A.I.E., así como otras sociedades no relevantes que se indican en el Anexo I, tienen la consideración de "Sociedades de Control Conjunto" ya que ENDESA, en virtud de pactos o acuerdos entre accionistas, ejerce el control conjunto de las citadas sociedades.

Por otra parte, ENDESA posee una participación del 60% en Nueva Marina Real Estate, S.L., a pesar de lo cual en 2012 se excluyó esta sociedad del perímetro de consolidación por no tener ENDESA a 31 de diciembre de 2012 la capacidad de dirigir las políticas operativas de la sociedad ya que en octubre de dicho año el único activo de la sociedad, un terreno en el término municipal de Málaga, ha sido embargado por el Ayuntamiento de Málaga en el marco de la reclamación de una liquidación que dicho organismo ha realizado a Nueva Marina Real Estate, S.L. por importe de 41 millones de euros correspondientes al primer plazo previsto en el Convenio Urbanístico formalizado entre ambas partes en 2008 y que Nueva Marina Real Estate, S.L. considera que está resuelto, por lo que ha recurrido tanto el embargo como la liquidación. En estas condiciones y ante situación de insolvencia en la que se encontraba, Nueva Marina Real Estate, S.L. se vio en la necesidad de solicitar el concurso de acreedores y presentó la demanda de concurso voluntario el día 28 de diciembre de 2012. Mediante Auto de fecha 21 de febrero de 2013 del Juzgado Mercantil número 10 Nueva Marina Real Estate, S.L. fue declarada en concurso de acreedores, situación en la que se mantenía al 31 de diciembre de 2013.

Con fecha 29 de enero de 2014, tras el acuerdo alcanzado entre el Ayuntamiento de Málaga y la Sociedad, se ha presentado ante el Juzgado Mercantil número 10 de Madrid solicitud para el levantamiento del concurso de acreedores. De materializarse el mismo, ENDESA recuperaría el control sobre Nueva Marina Real Estate, S.L. lo que supondría su incorporación de nuevo al perímetro de consolidación en el ejercicio 2014.

2.4. Sociedades Asociadas.

Son Sociedades Asociadas aquellas en las que la Sociedad Dominante, directa e indirectamente, ejerce una influencia significativa. Con carácter general, la influencia significativa se presume en aquellos casos en los que ENDESA posee una participación superior al 20% (véase Nota 3h).

En el ejercicio 2013, se han producido las salidas del perímetro de consolidación de ENDESA Gas T&D, S.L (véase Nota 9.1), ENEL Green Power Modelo I Eólica, S.A. y ENEL Green Power Modelo II Eólica, S.A. Las magnitudes económicas de estas compañías no son significativas.

En el ejercicio 2012, se produjo la salida de Ensafeca Holding Empresarial, S.L. (en liquidación) del perímetro de consolidación.

En el Anexo II de estas Cuentas Anuales Consolidadas, denominado "Sociedades Asociadas", se describe la relación de ENDESA con cada una de sus asociadas.

2.5. Otras participaciones.

Las magnitudes económicas de las sociedades participadas por ENDESA que no tienen la consideración de Sociedades Dependientes, Sociedades de Control Conjunto o Sociedades Asociadas presentan un interés desdeñable respecto a la imagen fiel que deben expresar las Cuentas Anuales Consolidadas.

2.6. Principios de consolidación y combinaciones de negocio.

Las Sociedades Dependientes se consolidan desde la fecha de adquisición, que es aquella en la que ENDESA obtiene efectivamente el control de las mismas, por el método de integración global, integrándose en las Cuentas Anuales Consolidadas la totalidad de sus activos, pasivos, ingresos, gastos y flujos de efectivo una vez realizados los ajustes y eliminaciones correspondientes de las operaciones realizadas dentro de ENDESA.

Los resultados de las Sociedades Dependientes adquiridas o enajenadas durante el ejercicio se incluyen en los Estados del Resultado Consolidados desde la fecha efectiva de adquisición o hasta la fecha efectiva de enajenación, según corresponda.

Las Sociedades de Control Conjunto se consolidan por el método de integración proporcional, integrándose en las Cuentas Anuales Consolidadas la parte proporcional de sus activos, pasivos, ingresos, gastos y flujos de efectivo, en función del porcentaje de participación de ENDESA en dichas sociedades, una vez realizados los ajustes y eliminaciones correspondientes de las operaciones realizadas dentro de ENDESA.

La consolidación de las operaciones de la Sociedad Dominante y de las Sociedades Dependientes se ha efectuado siguiendo los siguientes principios básicos:

1. En la fecha de adquisición, los activos, pasivos y pasivos contingentes de la sociedad filial son registrados a valor razonable, excepto para determinados activos y pasivos que se valoran siguiendo los principios de valoración establecidos en las Normas. En el caso de que exista una diferencia positiva entre el coste de adquisición de la sociedad filial y el valor razonable de los activos y pasivos de la misma, incluyendo pasivos contingentes,

correspondientes a la participación de la matriz, esta diferencia es registrada como fondo de comercio. En el caso de que la diferencia sea negativa, ésta se registra con abono al Estado del Resultado Consolidado. Los costes relacionados con la adquisición se reconocen como gasto a medida que se incurren.

• 1. El valor de la participación de los Intereses Minoritarios en el valor razonable de los activos netos adquiridos y en los resultados de las Sociedades Dependientes consolidadas por integración global se presenta, respectivamente, en los epígrafes "Patrimonio Neto: De los Intereses Minoritarios" del Estado de Situación Financiera Consolidado e "Intereses Minoritarios" del Estado de otro Resultado Global Consolidado.
• 1. La conversión de los Estados Financieros de las sociedades extranjeras con moneda funcional distinta del euro se realiza del siguiente modo:
  2. a. Los activos y pasivos, utilizando el tipo de cambio vigente en la fecha de cierre de las Cuentas Anuales Consolidadas.
  3. b. Las partidas de los Estados del Resultado utilizando el tipo de cambio medio del ejercicio.
  4. c. El Patrimonio Neto se mantiene a tipo de cambio histórico a la fecha de su adquisición (o al tipo de cambio medio del ejercicio de su generación, tanto en el caso de los resultados acumulados como de las aportaciones realizadas), según corresponda.

Las diferencias de cambio que se producen en la conversión de los Estados Financieros se registran netas de su efecto fiscal en el epígrafe "Diferencias de Conversión" dentro del Estado de otro Resultado Global Consolidado: Otro Resultado Global (véase Nota 15.1.6).

Las diferencias de conversión generadas con anterioridad a 1 de enero de 2004 han sido traspasadas a reservas al haberse acogido la Sociedad en la primera aplicación de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), a la excepción prevista para la conversión de los Estados Financieros elaborados con principios y criterios contables españoles a Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).

• 1. Todos los saldos y transacciones entre las sociedades consolidadas por integración global se han eliminado en el proceso de consolidación, así como la parte correspondiente de las sociedades consolidadas por integración proporcional.
• 1. Cuando se realiza una transacción por la que se pierde el control de una Sociedad Dependiente y se retiene una participación en dicha sociedad, el registro inicial de la participación retenida se realiza por el valor razonable de la participación en el momento de la pérdida de control. La diferencia entre el valor razonable de la contraprestación recibida en la operación, más el valor razonable de la inversión mantenida, más el valor en libros de las participaciones no controladas en la anterior subsidiaria y los activos y pasivos dados de baja del Estado de Situación Financiera Consolidado como consecuencia de la pérdida de control de la sociedad previamente controlada se registra en el epígrafe "Resultado en Ventas de Activos" del Estado del Resultado Consolidado.
• 1. Los cambios en la participación en las Sociedades Dependientes que no den lugar a una toma o pérdida de control se registran como transacciones de patrimonio ajustándose el importe en libros de las participaciones de control y de las participaciones de intereses minoritarios para reflejar los cambios en sus participaciones relativas en la subsidiaria. La diferencia que pueda existir entre el importe por el que se ajuste la participación de los

intereses minoritarios y el valor razonable de la contraprestación pagada o recibida se reconoce directamente en el Patrimonio Neto de la Sociedad Dominante.

3. Normas de valoración.

Las principales Normas de valoración utilizadas en la elaboración de las Cuentas Anuales Consolidadas adjuntas han sido las siguientes:

a) Inmovilizado material.

El inmovilizado material está valorado por su coste, neto de su correspondiente amortización acumulada y de las pérdidas por deterioro que haya experimentado. Adicionalmente al precio pagado por la adquisición de cada elemento, el coste también incluye en su caso, los siguientes conceptos:

• Los gastos financieros devengados durante el período de construcción que sean directamente atribuibles a la adquisición, construcción o producción de activos aptos, que son aquellos que requieren de un período de tiempo sustancial antes de estar listos para su uso, como, por ejemplo, instalaciones de generación eléctrica o de distribución. La tasa de interés utilizada es la correspondiente a la financiación específica o, de no existir, la tasa media de financiación de la sociedad que realiza la inversión. La tasa media de financiación depende principalmente del área geográfica y en 2013 varía en un rango comprendido entre un 3,1% y un 8,1% (3,4% y 8,6% en 2012). El importe activado por este concepto ha ascendido a 48 millones de euros en el ejercicio 2013 (47 millones de euros en el ejercicio 2012) (véase Nota 32).
• Los gastos de personal relacionados directamente con las obras en curso. Los importes capitalizados por este concepto se registran en el Estado del Resultado Consolidado adjunto como gasto en el epígrafe "Gastos de Personal" y como ingreso en el epígrafe "Trabajos Realizados por ENDESA para su Activo". El importe activado por este concepto ha ascendido a 169 millones de euros en el ejercicio 2013 (148 millones de euros en el ejercicio 2012).
• Los costes futuros a los que ENDESA deberá hacer frente en relación con el cierre de sus instalaciones se incorporan al valor del activo por el valor actualizado, recogiendo la correspondiente provisión. ENDESA revisa anualmente su estimación sobre los mencionados costes futuros, aumentando o disminuyendo el valor del activo en función de los resultados de dicha estimación. En el caso de las centrales nucleares, esta provisión recoge el importe al que se estima que ENDESA deberá hacer frente hasta el momento en el que, de acuerdo con el Real Decreto 1349/2003, de 31 de octubre, la Ley 24/2005, de 18 de noviembre y la Ley 15/2012 de 27 de diciembre, la entidad pública empresarial Empresa Nacional de Residuos Radioactivos, S.A. de gestión de residuos radioactivos se haga cargo del desmantelamiento de estas centrales (véase Nota 17.3).

Los elementos adquiridos con anterioridad a 31 de diciembre de 2003 incluyen en el coste de adquisición, en su caso, las revalorizaciones de activos permitidas en los distintos países para ajustar el valor del inmovilizado material con la inflación registrada hasta esa fecha.

Las obras en curso se traspasan al inmovilizado material en explotación una vez finalizado el período de prueba cuando se encuentran disponibles para su uso, a partir de cuyo momento comienza su amortización.

Los costes de ampliación, modernización o mejora que representan un aumento de la productividad, capacidad o eficiencia o un alargamiento de la vida útil de los bienes se capitalizan como mayor coste de los correspondientes bienes.

Las sustituciones o renovaciones de elementos completos que aumentan la vida útil del bien, o su capacidad económica, se registran como mayor valor del inmovilizado material, con el consiguiente retiro contable de los elementos sustituidos o renovados.

Los gastos periódicos de mantenimiento, conservación y reparación, se imputan a resultados como coste del ejercicio en que se incurren.

Los activos indivisibles en los que ENDESA tiene la propiedad compartida con otros propietarios (comunidades de bienes) son registrados por la parte proporcional que le corresponde al mismo en dichos activos (véase Nota 5).

Los Administradores de la Sociedad Dominante, en base al resultado del test de deterioro explicado en la Nota 3e, consideran que el valor contable de los activos no supera el valor recuperable de los mismos.

El inmovilizado material, neto en su caso del valor residual del mismo, se amortiza, a partir del momento en que se encuentra en condiciones de uso, distribuyendo linealmente el coste de los diferentes elementos que lo componen entre los años de vida útil estimada que constituyen el período en el que las sociedades esperan utilizarlos. La vida útil se revisa periódicamente y, si procede, se ajusta de forma prospectiva. A continuación se presentan los períodos de vida útil utilizados para la amortización de los activos:

Instalaciones de Generación:
Centrales Hidráulicas
Obra Civil	35-65
Equipo Electromecánico	10-40
Centrales de Carbón / Fuel	25-40
Centrales Nucleares	40
Centrales de Ciclo Combinado	10-25
Renovables	20-35
Instalaciones de Transporte y Distribución:
Red de Alta Tensión	10-60
Red de Baja y Media Tensión	10-60
Equipos de Medida y Telecontrol	3-50
Otras Instalaciones	4-25

Intervalo de años de vida útil estimada

Los terrenos no se deprecian por tener una vida útil indefinida.

En el caso de las centrales nucleares, la vida útil estimada es de cuarenta años. Estas centrales necesitan autorización administrativa para su funcionamiento. Los permisos de explotación concedidos a estas centrales en la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas no alcanzan la totalidad de la vida útil estimada, ya que estos permisos se conceden normalmente para treinta años, período inferior a la vida útil de las instalaciones, no renovándose hasta que se encuentra próximo su vencimiento.

Los Administradores de la Sociedad Dominante consideran que estos permisos se renovarán para cubrir, al menos, los cuarenta años de funcionamiento de la central actualmente estimados de acuerdo con los precedentes existentes.

De acuerdo con la Ley 29/1985, de 2 de agosto, modificada parcialmente por la Ley 46/1999, de 13 de diciembre, todas las centrales de producción hidroeléctricas españolas se hallan sujetas al régimen de concesión administrativa temporal. Según los términos de estas concesiones administrativas, a la terminación de los plazos establecidos, las indicadas instalaciones revierten a la propiedad del Estado en condiciones de buen uso, estableciéndose su plazo de reversión entre el 2014 y 2065. Estas instalaciones se amortizan en el plazo concesional o durante su vida económica, el menor de estos dos períodos.

Por lo que respecta a las concesiones administrativas de las que son titulares las sociedades de ENDESA en Latinoamérica, a continuación se presenta detalle del período restante hasta su caducidad de aquellas concesiones que no tienen carácter indefinido, excluidas aquellas a las que es de aplicación la CINIIF 12 "Acuerdos de Concesión de Servicios" (véase Nota 3d):

Empresa	Concedente	Actividad	País	Año de inicio de la Concesión	Plazo de la Concesión	Período Restante hasta Caducidad	Períodos de Revisión Tarifaria
Empresa Distribuidora Sur, S.A.	Estado Nacional de Argentina	Distribución	Argentina	1992	95 años	74 años	Cada 5 años (Ley 25.561 Emergencia suspendió períodos revisión)
Hidroeléctrica El Chocón, S.A.	Estado Nacional de Argentina	Generación	Argentina	1993	30 años	10 años	No aplica
Transportadora de Energía, S.A.	Estado Nacional de Argentina	Transporte	Argentina	2002	85 años	74 años	No aplica
Compañía de Transmisión del Mercosur, S.A.	Estado Nacional de Argentina	Transporte	Argentina	2000	87 años	74 años	No aplica
Centrais Elétricas Cachoeira Dourada, S.A.	Ministerio de Minas y Energía y Agência Nacional de Energia Elétrica	Generación	Brasil	1997	30 años	14 años	No aplica
Central Geradora Termelétrica Fortaleza, S.A. (Autorización Productor Independiente)	Ministerio de Minas y Energía y Agência Nacional de Energia Elétrica	Generación	Brasil	2001	30 años	18 años	No aplica
Compañía de Interconexión Energética, S.A. (Transporte Línea 1)	Ministerio de Minas y Energía y Agência Nacional de Energia Elétrica	Transporte	Brasil	2000	20 años	7 años	Cada 4 años, con reajuste tarifario anual por inflación
Compañía de Interconexión Energética, S.A. (Transporte Línea 2)	Ministerio de Minas y Energía y Agência Nacional de Energia Elétrica	Transporte	Brasil	2002	20 años	9 años	Cada 4 años, con reajuste tarifario anual por inflación

Las Sociedades Dependientes mencionadas en el cuadro anterior, están obligadas a realizar las inversiones necesarias para el mantenimiento y adecuado funcionamiento de las inversiones asociadas a la concesión y que, a su término, revertirán al organismo concedente percibiendo, en su caso, como contraprestación una indemnización por los bienes entregados.

ENDESA ha evaluado las casuísticas específicas de cada una de las concesiones descritas anteriormente, que varían unas de otras dependiendo del país, negocio y jurisprudencia legal, concluyéndose que en ninguno de estos casos se dan los factores determinantes para aplicar la CINIIF 12: "Acuerdos de Concesión de Servicios" (véase Nota 3d).

Los beneficios o pérdidas que surgen en ventas o retiros de bienes de inmovilizado material se reconocen como resultados del ejercicio y se calculan como la diferencia entre el valor de venta y el valor neto contable del activo.

b) Inversiones inmobiliarias.

El epígrafe de "Inversiones Inmobiliarias" recoge aquellos terrenos e inmuebles que se estima que no se recuperarán en el curso ordinario de los negocios que constituyen el objeto social de ENDESA.

Las inversiones inmobiliarias se valoran por su coste de adquisición neto de su correspondiente amortización acumulada y las pérdidas por deterioro que hayan experimentado.

El valor de mercado de las inversiones inmobiliarias se desglosa en la Nota 6 y se ha calculado, en Latinoamérica, de acuerdo con la mejor estimación de ENDESA, teniendo en cuenta las condiciones de mercado en cada una de las fechas, y en el resto, en base a valoraciones externas realizadas en el cuarto trimestre del ejercicio 2013.

Las inversiones inmobiliarias, excluidos los terrenos, se amortizan distribuyendo linealmente el coste de los diferentes elementos que lo componen entre los años de vida útil, que se estiman según los mismos criterios que los establecidos para el inmovilizado material.

c) Fondo de comercio.

El fondo de comercio generado en la consolidación representa el exceso del coste de adquisición sobre la participación de ENDESA en el valor razonable de los activos y pasivos, incluyendo los contingentes identificables de una Sociedad Dependiente o controlada conjuntamente adquirida en la fecha de adquisición.

La valoración de los activos y pasivos adquiridos se realiza de forma provisional en la fecha de toma de control de la sociedad, revisándose la misma en el plazo máximo de un año a partir de la fecha de adquisición. Hasta que se determina de forma definitiva el valor razonable de los activos y pasivos, la diferencia entre el precio de adquisición y el valor contable de la sociedad adquirida se registra de forma provisional como fondo de comercio.

En el caso de que la determinación definitiva del fondo de comercio se realice en las cuentas anuales del año siguiente al de la adquisición de la participación, las cuentas del ejercicio anterior que se presentan a efectos comparativos se modifican para incorporar el valor de los activos y pasivos adquiridos y del fondo de comercio definitivo desde la fecha de adquisición de la participación.

Los fondos de comercio surgidos en la adquisición de sociedades con moneda funcional distinta del euro se valoran en la moneda funcional de la sociedad adquirida, realizándose la conversión a euros al tipo de cambio vigente a la fecha del Estado de Situación Financiera.

Los fondos de comercio adquiridos a partir de 1 de enero de 2004 se mantienen valorados a su coste de adquisición y los adquiridos con anterioridad a esa fecha se mantienen por su valor neto registrado a 31 de diciembre de 2003 de acuerdo con los criterios contables españoles aplicables en esa fecha. Los fondos de comercio no se amortizan, sino que se asignan a cada una de las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs o UGE), o conjunto de ellas, y al cierre de cada ejercicio contable se procede a estimar si se ha producido en ellos algún deterioro que reduzca su valor recuperable a un importe inferior al coste neto registrado, procediéndose, en su caso, al oportuno saneamiento (véase Nota 3e).

d) Activos intangibles.

Los activos intangibles se reconocen inicialmente por su coste de adquisición o producción y, posteriormente, se valoran a su coste neto de su correspondiente amortización acumulada y de las pérdidas por deterioro que, en su caso, hayan experimentado. Los activos intangibles se amortizan linealmente en su vida útil, a partir del momento en que se encuentran en condiciones de uso, salvo aquellos con vida útil indefinida, que no se amortizan.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 no existen activos intangibles con vida útil indefinida de importe significativo, excepto los derechos de emisión de dióxido de carbono (derechos de emisión de CO2), los "Certified Emission Reductions" (CERs) y los "Emission Reductions Unit" (ERUs).

Los criterios para el reconocimiento de las pérdidas por deterioro de estos activos y, en su caso, de las recuperaciones de las pérdidas por deterioro registradas en ejercicios anteriores se explican en la Nota 3e.

d.1. Concesiones.

La CINIIF 12 "Acuerdos de Concesión de Servicios" proporciona guías para la contabilización de los acuerdos de concesión de servicios públicos a un operador privado. Esta interpretación contable se aplica en aquellas concesiones en las que:

• a) La concedente controla o regula qué servicios debe proporcionar el operador con la infraestructura, a quién debe suministrarlos y a qué precio; y
• b) La concedente controla, a través de la propiedad, del derecho de usufructo o de otra manera, cualquier participación residual significativa en la infraestructura al final del plazo del acuerdo.

De cumplirse, simultáneamente, con las condiciones expuestas anteriormente, la contraprestación recibida por ENDESA por la construcción de la infraestructura se reconoce por el valor razonable de la misma, como un activo intangible en la medida que el operador recibe un derecho a efectuar cargos a los usuarios del servicio público, siempre y cuando estos derechos estén condicionados al grado de uso del servicio, o como un activo financiero, en la medida en que exista un derecho contractual incondicional a recibir efectivo u otro activo financiero ya sea directamente del cedente o de un tercero. Las obligaciones contractuales asumidas por ENDESA para el mantenimiento de la infraestructura durante su explotación, o por su devolución al cedente al final del acuerdo de concesión en las condiciones especificadas en el mismo, en la medida en que no suponga una actividad que genera ingresos, se reconoce siguiendo la política contable de provisiones (véase Nota 3l).

Las Sociedades Dependientes de ENDESA que han reconocido un activo intangible por sus acuerdos de concesión como consecuencia de la aplicación de la CINIIF 12 son las que figuran a continuación:

Empresa	Concedente	Actividad	País	Año de inicio de la Concesión	Plazo de la Concesión	Período Restante hasta Caducidad	Períodos de Revisión Tarifaria	Opciones de Renovación
Ampla Energia e Serviços, S.A.(*)	Ministerio de Minas y Energía y la Agência Nacional de Energia Elétrica	Distribución	Brasil	1996	30 años	13 años	Cada 5 años, con reajuste tarifario anual por inflación	Prorrogable a criterio del Organismo Concedente
Companhia Energética do Ceará, S.A.(*)	Ministerio de Minas y Energía y la Agência Nacional de Energia Elétrica	Distribución	Brasil	1997	30 años	14 años	Cada 4 años, con reajuste tarifario anual por inflación	Prorrogable a criterio del Organismo Concedente
Sociedad Concesionaria Túnel El Melón, S.A.	Ministerio de Obras Públicas	Infraestructura Vial	Chile	1993	23 años	3 años	Trimestralmente en base al Índice de Precios de Consumo	No

(*) Considerando que una parte de los derechos adquiridos por las filiales son incondicionales, se ha reconocido una parte del activo como intangible y otra parte como financiero (véase Nota 10.2).

Las Sociedades Dependientes mencionadas en el cuadro anterior, están obligadas a realizar las inversiones necesarias para el mantenimiento y adecuado funcionamiento de las inversiones asociadas a la concesión y que, a su término, revertirán al organismo concedente percibiendo en contraprestación una indemnización por los bienes entregados no amortizados.

El importe de los gastos e ingresos incurridos para la mejora de las infraestructuras de estas concesiones asciende a 242 y 244 millones de euros durante los ejercicios 2013 y 2012, respectivamente (véanse Notas 27.2 y 28).

Los gastos financieros se activan siguiendo los criterios establecidos en la letra a) de esta Nota, siempre y cuando el operador de la concesión tenga un derecho contractual para recibir un activo intangible. Durante los ejercicios 2013 y 2012 no se activaron gastos financieros.

Durante los ejercicios 2013 y 2012 se activaron gastos de personal directamente relacionados a construcciones en curso por importe de 20 y 24 millones de euros, respectivamente.

Las concesiones se amortizan dentro del período de duración de la misma.

Los contratos de concesión no sujetos a la CINIIF 12 "Acuerdos de Concesión de Servicios" se reconocen siguiendo los criterios generales. En la medida en que ENDESA reconoce los activos como inmovilizado material (véase Nota 3a), éstos se amortizan durante el período menor entre la vida económica o plazo concesional. Cualquier obligación de inversión, mejora o reposición asumida por ENDESA, se considera en los cálculos de deterioro de valor del inmovilizado como una salida de flujos futuros comprometidos de carácter contractual, necesarios para obtener las entradas de flujos de efectivo futuras. Si ENDESA tiene los activos cedidos en uso a cambio de una contraprestación, se aplican los criterios establecidos en la Nota 3f.

d.2. Gastos de investigación y desarrollo.

ENDESA sigue la política de registrar como activo intangible en el Estado de Situación Financiera Consolidado los costes de los proyectos en la fase de desarrollo siempre que su viabilidad técnica y rentabilidad económica estén razonablemente aseguradas.

Los costes de investigación se registran como gastos en los Estados del Resultado Consolidados. El importe de estos costes en el Estado del Resultado Consolidado adjunto asciende a 40 millones de euros en 2013 y 84 millones de euros en 2012.

d.3. Derechos de emisión de CO2, Certified Emission Reductions (CERs) y Emission Reductions Unit (ERUs).

Las sociedades europeas de ENDESA que realizan emisiones de CO2 en su actividad de generación eléctrica deben entregar en los primeros meses del ejercicio siguiente derechos de emisión de CO2, Certified Emission Reductions (CERs) o Emission Reductions Unit (ERUs) equivalentes a las emisiones realizadas durante el ejercicio anterior. ENDESA sigue la política de registrar como un activo intangible no amortizable tanto los derechos de emisión de CO² como los Certified Emission Reductions (CERs) y los Emission Reductions Unit (ERUs).

Los derechos de emisión de CO2, los Certified Emission Reductions (CERs) y los Emission Reductions Unit (ERUs) se valoran inicialmente por su coste de adquisición, dotándose posteriormente la correspondiente provisión en caso de que el valor de mercado sea inferior a dicho coste.

Para los derechos recibidos gratuitamente, existentes a 31 de diciembre de 2012 (véase Nota 7.1), conforme a los correspondientes Planes Nacionales de Asignación (PNAs) se considera como coste de adquisición el precio de mercado vigente en el momento en que se reciben registrando un ingreso diferido por el mismo importe. Para estos derechos, en caso de tener que dotar una provisión para minorar el coste hasta el valor de mercado, se dota la correspondiente provisión y se minora el saldo de ingresos diferidos.

d.4. Otros activos intangibles.

Estos activos corresponden fundamentalmente a programas informáticos, que se reconocen inicialmente por su coste de adquisición o producción y, posteriormente, se valoran a su coste neto de su correspondiente amortización acumulada y de las pérdidas por deterioro que, en su caso, hayan experimentado. Se amortizan en su vida útil, que, en la mayor parte de los casos, se estima en cinco años.

e) Deterioro del valor de los activos.

A lo largo del ejercicio y, en cualquier caso, en la fecha de cierre del mismo, se evalúa si existe algún indicio de que algún activo hubiera podido sufrir una pérdida por deterioro. En caso de que exista algún indicio se realiza una estimación del importe recuperable de dicho activo para determinar, en su caso, el importe del saneamiento necesario. Si se trata de activos identificables que no generan flujos de caja de forma independiente, se estima la recuperabilidad de la Unidad Generadora de Efectivo (UGE) a la que pertenece el activo, entendiendo como tal el menor grupo identificable de activos que genera entradas de efectivo independientes.

Independientemente de lo señalado en el párrafo anterior, en el caso de las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) a las que se han asignado fondos de comercio o activos intangibles con una vida útil indefinida, el análisis de su recuperabilidad se realiza de forma sistemática al cierre de cada ejercicio.

Con carácter general, ENDESA considera que el negocio de distribución y el negocio de generación de cada país constituyen una Unidad Generadora de Efectivo (UGE). El importe recuperable es el mayor entre el valor de mercado minorado por el coste necesario para su

venta y el valor en uso, entendiendo por éste el valor actual de los flujos de caja futuros estimados. Para el cálculo del valor de recuperación del inmovilizado material, del fondo de comercio, y del activo intangible, el valor en uso es el criterio utilizado por ENDESA en prácticamente la totalidad de los casos.

Para estimar el valor en uso, ENDESA prepara las previsiones de flujos de caja futuros antes de impuestos a partir de los presupuestos más recientes disponibles. Estos presupuestos incorporan las mejores estimaciones de la Dirección de ENDESA sobre los ingresos y costes de las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) utilizando las previsiones sectoriales, la experiencia del pasado y las expectativas futuras.

Estas previsiones cubren, en general, los próximos diez años (período utilizado en el proceso de planificación de ENDESA), estimándose los flujos para los años futuros hasta el fin de la vida útil de los activos, o hasta el final de las concesiones, en su caso, aplicando tasas de crecimiento razonables basadas en las tasas medias de crecimiento a largo plazo y la inflación prevista para el sector y país del que se trate, que se toman como hipótesis para la realización de las proyecciones.

Estos flujos se descuentan para calcular su valor actual a una tasa antes de impuestos que recoge el coste de capital del negocio y del área geográfica en que se desarrolla. Para su cálculo se tiene en cuenta el coste actual del dinero y las primas de riesgo utilizadas de forma general entre los analistas para el negocio y zona geográfica.

			2013	2012
País	Moneda	Mínimo (%)	Máximo (%)	Mínimo (%)	Máximo (%)
España (*)	Euro
Generación		6,2	15,4	5,9	16,2
Distribución		5,9	8,0	5,3	6,9
Latinoamérica (**):
Chile	Peso Chileno
Generación y Otros		8,6	15,8	8,4	14,6
Distribución		7,8	7,8	8,0	8,0
Argentina	Peso Argentino
Generación		23,8	28,3	26,0	31,9
Distribución		17,8	17,8	29,0	29,0
Brasil	Real Brasileño
Generación y Otros		12,5	18,2	13,5	18,0
Distribución		8,9	8,9	9,5	10,0
Perú	Nuevo Sol Peruano
Generación		11,3	13,4	12,5	14,9
Distribución		7,2	7,2	7,6	7,6
Colombia	Peso Colombiano
Generación		13,3	13,3	14,5	14,5
Distribución		7,9	8,7	8,4	8,9

Las tasas de descuento aplicadas en 2013 y 2012 se encuentran en los siguientes rangos:

(*) Incluye todo el Segmento de España y Portugal. Las tasas de descuento aplicadas en España en 2013 se encuentran en el rango de 5,9% - 8,5% (5,3% - 8,8% en 2012).

(**) Generación en el Negocio en Latinoamérica incluye las actividades de Generación, Transporte y Otros.

Analizando los parámetros que componen las tasas de descuento empleadas en el ejercicio 2013, cabe destacar que la tasa libre de riesgo, tanto en euro como en dólares estadounidenses, ha bajado ligeramente, mientras que el riesgo país ha decrecido en todos los países, salvo España en que se ha subido moderadamente. La prima de riesgo del Negocio, que representa el riesgo específico de los activos y se basa en las betas desapalancadas

consideradas para empresas de actividad similar, muestra un aumento en los negocios regulados, frente una disminución en los negocios liberalizados.

El período de proyección de los flujos de efectivo futuros para extrapolar las proyecciones es, en términos generales, los próximos diez años por tratarse de un negocio con una necesidad importante de inversiones cuyo plazo de construcción es largo y, en consecuencia, su período de generación de flujos de caja.

Las tasas de crecimiento empleadas para extrapolar las proyecciones son las que se detallan a continuación:

País	Moneda	2013 Tasa g (%)	2012 Tasa g (%)
España (*)	Euro	0 - 2,0	0 - 2,0
Latinoamérica (**):
Chile	Peso Chileno	2,2 - 5,3	2,3 - 5,2
Argentina	Peso Argentino	3,5 - 6,0	8,6 - 9,5
Brasil	Real Brasileño	5,1 - 6,1	5,1 - 6,1
Perú	Nuevo Sol Peruano	3,6 - 4,6	3,7 - 4,9
Colombia	Peso Colombiano	4,3 - 5,3	4,3 - 5,3

(*) Incluye todo el Segmento de España y Portugal.

(*) Las tasas de crecimiento en el Negocio en Latinoamérica incorporan el componente de inflación de sus monedas con respecto al euro. Si se eliminase dicho componente de inflación, las tasas de descuento consideradas no superarían en ningún caso el 2,3%.

Al margen de las tasas de descuento y de crecimiento, las hipótesis clave que se han considerado para estimar los flujos de caja futuros se basan en la experiencia histórica y en las previsiones sectoriales y son las siguientes:

• El crecimiento previsto de la demanda en función de estimaciones de analistas y de Organismos locales e internacionales;
• La hidraulicidad media obtenida de series históricas y teniendo en cuenta el punto de partida real;
• La evolución estimada del "mix" energético teniendo en consideración estimaciones de analistas y de Organismos locales e internacionales;
• Los costes esperados de los combustibles y los precios de la electricidad atendiendo a estimaciones basadas en los precios "forward", en Organismos internacionales y en analistas de reconocido prestigio;
• La evolución prevista de los costes fijos, de acuerdo con los planes internos de reducción de costes y teniendo en cuenta los índices de inflación previstos de acuerdo con las estimaciones de Organismos locales e internacionales;
• Los contratos existentes, tanto de suministro como de venta;
• Las medidas regulatorias existentes y aquellas que pudieran producirse en las sucesivas revisiones tarifarias, conforme a lo establecido en las diferentes legislaciones y a la mejor información disponible;
• Las inversiones necesarias para soportar los niveles de producción y el volumen y la calidad del suministro en las áreas de concesión de distribución previstos.

Las hipótesis clave consideradas reflejan la experiencia pasada y son consistentes con las fuentes de información externas consultadas que se detallan posteriormente. El enfoque utilizado para asignar valor a estas hipótesis clave ha tenido en consideración:

• Crecimiento de la demanda y medidas regulatorias: En España, el debilitamiento de la demanda eléctrica y las medidas regulatorias establecidas con el fin de reducir el impacto del déficit tarifario han implicado la reducción de la estimación de ingresos, el redimensionamiento de las inversiones y la consideración de nuevas medidas de reducción del gasto. En Latinoamérica el favorable entorno macroeconómico y marco regulatorio hacen prever un aumento de la demanda que implicaría un crecimiento de ingresos y una adecuación de las inversiones a este crecimiento, si bien las proyecciones incorporan mejoras de eficiencia en gastos e inversión. Igualmente, las hipótesis clave de carácter regulatorio se basan en la situación regulatoria existente en el momento de las proyecciones y en la mejor estimación de su evolución futura, teniendo en consideración el mejor conocimiento y la experiencia derivada de las anteriores revisiones tarifarias realizadas en los distintos países. En el caso particular de Argentina, se han considerado distintas hipótesis de evolución regulatoria a efectos de determinación del valor recuperable.
• Hidraulicidad media: las proyecciones en los distintos países se realizan a partir de series históricas de hidraulicidad, y proyectando en base a éstas un año hidráulico medio. No obstante y en especial para el primer año de proyección, se toma en consideración la situación hidráulica real del año precedente, ajustando en consecuencia el año medio.
• Para la determinación del mix de producción en cada país se utilizan complejos modelos de proyección internos desarrollados específicamente y que tienen en cuenta factores tales como precios y disponibilidad de "commodities" (brent, gas, carbón, etc.), evolución prevista de la demanda, planes de obra o de entrada en producción de nueva potencia en las distintas tecnologías en el país. Estos modelos están en constante modificación, tomando en cuenta las variaciones que se van produciendo en aspectos tales como disponibilidad del parque de producción, disponibilidad de combustibles o entrada de nuevas plantas en explotación, y arrojan señales de precio en el sistema, así como previsiones de costes de producción, a partir de los cuales se proyectan las producciones del parque de generación.
• Las hipótesis de precios de venta y compra de energía, así como de producción del parque de generación se basan en complejos modelos de proyección internos desarrollados específicamente para cada país.
• Costes de combustibles: se toman en consideración los contratos de suministro existentes en los distintos países y se realizan proyecciones a largo plazo de precios de petróleo, gas o carbón, basadas en mercados "forward" y estimaciones disponibles de analistas.
• Costes fijos: se proyectan considerando el nivel de actividad previsto en cada sociedad, tanto en lo relativo a evolución de la plantilla como a otros costes de operación y mantenimiento, el nivel de inflación proyectado y los contratos de mantenimiento a largo plazo o de otro tipo existentes.
• Contratos: se toman en consideración todos los contratos existentes, siendo los más relevantes los relativos a venta de energía, compra de combustibles y mantenimiento de las plantas de generación.
• Inversiones: en el ámbito de la generación se tienen en cuenta las inversiones necesarias para mantener la capacidad instalada actual en las condiciones adecuadas de operación,

y en la actividad de distribución se ha tenido en consideración la evolución prevista de la demanda.

Monedas: se toman en cuenta proyecciones de terceros (analistas, Organismos Oficiales nacionales o internacionales) para proyectar la evolución futura de los tipos de cambio.

No obstante lo anterior, se consideran siempre fuentes externas (Organismos Oficiales, analistas de reconocido prestigio, precios "forward", etc.) como forma de contrastar las hipótesis relacionadas con el entorno macroeconómico tales como la evolución de precios, crecimientos de Producto Interior Bruto (PIB) y demanda, inflación, y de tipos de cambio, entre otras.

La experiencia pasada ha demostrado la fiabilidad y alta calidad de las proyecciones de la Sociedad, lo que permite basar las hipótesis clave en el histórico de información recabada por la misma. Las desviaciones observadas durante el ejercicio 2013 con respecto a las expectativas establecidas en las proyecciones utilizadas para realizar los test de deterioro a 31 de diciembre de 2012, han sido positivas en su conjunto, excepto algunas desviaciones negativas derivadas principalmente de la mayor devaluación de las monedas de los países latinoamericanos en los que ENDESA opera respecto del euro y el dólar estadounidense y las peores condiciones hidrológicas en algunos países respecto de las previstas.

En el caso de que el importe recuperable de la Unidad Generadora de Efectivo (UGE) sea inferior al valor neto en libros de los activos asociados a la misma se registra la correspondiente provisión por pérdida por deterioro por la diferencia con cargo al epígrafe "Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro" del Estado del Resultado Consolidado, asignándose dicha provisión, en primer lugar, al valor del fondo de comercio asignado a la misma y, a continuación, a los demás activos de la Unidad Generadora de Efectivo (UGE), prorrateando en función del valor contable de cada uno de ellos, con el límite de su valor razonable menos los costes de venta, su valor en uso y sin que pueda resultar un valor negativo.

Las pérdidas por deterioro reconocidas en un activo en ejercicios anteriores son revertidas cuando se produce un cambio en las estimaciones sobre su importe recuperable, aumentando el valor del activo con abono al Estado del Resultado Consolidado con el límite del valor en libros que el activo hubiera tenido de no haberse realizado el saneamiento. En el caso del fondo de comercio, los saneamientos realizados no son reversibles.Para determinar la necesidad de realizar deterioro en los activos financieros, se sigue el siguiente procedimiento:

• En el caso de los que tienen origen comercial, se provisionan los saldos sobre los que existe evidencia objetiva de que ENDESA no será capaz de recuperar todos los importes de acuerdo a los términos originales de los contratos. Con carácter general, las sociedades de ENDESA tienen definida una política de dotación de provisiones por deterioro en función de la antigüedad del saldo vencido, excepto en aquellas situaciones en que existe alguna singularidad que hace aconsejable el análisis específico de cobrabilidad, como puede ser el caso de los importes a cobrar vencidos con entidades públicas.
• Para el caso de los saldos a cobrar con origen financiero, la determinación de la necesidad de deterioro se realiza mediante un análisis específico en cada caso, y se estima por diferencia entre el valor contable y el valor presente de los flujos de caja futuros descontados a la tasa de interés efectiva.
• Para las inversiones contabilizadas por el método de participación se calcula el valor razonable de la participación de ENDESA en la empresa participada mediante el descuento de los flujos de caja futuros que se estima que generará la sociedad de

acuerdo con los criterios e hipótesis explicados en esta Nota, descontando de dicho importe la deuda a la fecha de cierre de los Estados Financieros, aplicando sobre dicho valor el porcentaje de participación de ENDESA en la sociedad y descontando los costes necesarios para su venta.

En el caso de la participación en ENEL Green Power España, S.L., cuyo negocio es la producción de energía eléctrica mediante fuentes renovables tanto en España como en Portugal, es de aplicación todo lo explicado en esta Nota y, para el caso concreto de la hipótesis de remuneración de las instalaciones en España, se han considerado los valores incluidos en la propuesta de Orden que el Ministerio de Industria ha remitido a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) relativa a "los parámetros retributivos de las instalaciones tipo" aplicable a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energías renovables, cogeneración y residuos (normativa pendiente de desarrollo del Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio), que supone una reducción relevante de la remuneración que venían percibiendo estos activos, a pesar de lo cual el resultado del test de deterioro de esta participación no pone de manifiesto la necesidad de dotar ninguna provisión como consecuencia de la evolución positiva que ha tenido durante los últimos años el negocio en Portugal, que representa una parte muy significativa del volumen de activos de ENEL Green Power España, S.L.

ENDESA reconoce la pérdida por deterioro de los activos financieros mediante el registro de una cuenta correctora. El valor contable se elimina contra la cuenta correctora cuando dicho deterioro se considera irreversible. La pérdida por deterioro de valor en cuentas a cobrar se reconoce como gasto en el epígrafe "Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro" del Estado del Resultado Consolidado. En ejercicios posteriores será reversible hasta el límite del valor del coste amortizado que los activos tendrían de no haber sido deteriorados. Si el deterioro fuese irreversible, se elimina el valor contable del activo financiero contra la cuenta correctora de activo.

A la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas no existen activos financieros vencidos por importe significativo que no tengan origen comercial.

f) Arrendamientos.

Los arrendamientos en los que se transfieren sustancialmente todos los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad se clasifican como financieros. El resto de arrendamientos se clasifican como operativos.

ENDESA evalúa el fondo económico de los contratos que otorgan el derecho de uso de determinados activos, al objeto de determinar la existencia de arrendamientos implícitos. En estos casos, ENDESA separa al inicio del contrato, en función de sus valores razonables relativos, los pagos y contraprestaciones relativos al arrendamiento, de los correspondientes al resto de elementos incorporados en el acuerdo.

Los arrendamientos financieros en los que ENDESA actúa como arrendatario se reconocen al comienzo del contrato, registrando un activo según su naturaleza y un pasivo por el mismo importe, e igual al valor razonable del bien arrendado, o bien al valor presente de los pagos mínimos por el arrendamiento, si éste fuera menor. Posteriormente, los pagos mínimos por arrendamiento se dividen entre carga financiera y reducción de la deuda. La carga financiera se reconoce como gasto y se distribuye entre los ejercicios que constituyen el período de arrendamiento, de forma que se obtiene un tipo de interés constante en cada ejercicio sobre el saldo de la deuda pendiente de amortizar. El activo se amortiza en los mismos términos que el resto de activos depreciables similares si existe certeza razonable de que el arrendatario

adquirirá la propiedad del activo al finalizar el arrendamiento. Si no existe dicha certeza, el activo se amortiza en el plazo menor entre la vida útil del activo o el plazo del arrendamiento.

Las cuotas de arrendamiento operativo se reconocen como gasto de forma lineal durante el plazo del mismo, salvo que resulte más representativa otra base sistemática de reparto.

Las cuotas de arrendamiento contingente se registran como gasto cuando es probable que se vaya a incurrir en las mismas.

g) Instrumentos financieros.

Un instrumento financiero es cualquier contrato que de lugar, simultáneamente, a un activo financiero en una entidad y a un pasivo financiero, o a un instrumento de patrimonio, en otra entidad.

g.1. Inversiones financieras excepto derivados.

A efectos de valoración, ENDESA clasifica sus inversiones financieras en el momento de su reconocimiento inicial, ya sean permanentes o temporales, excluidas las inversiones contabilizadas por el método de participación (véase Nota 9.1) y las mantenidas para la venta (véase Nota 3j), en cuatro categorías:

1) Préstamos y partidas a cobrar:

Se registran a su coste amortizado, correspondiendo éste al valor razonable inicial, menos las devoluciones del principal efectuadas, más los intereses devengados no cobrados calculados por el método del tipo de interés efectivo.

El método de la tasa de interés efectiva es un método de cálculo del coste amortizado de un activo o un pasivo financiero (o de un grupo de activos o pasivos financieros) y de imputación del ingreso o gasto financiero a lo largo del período relevante. La tasa de interés efectiva es la tasa de descuento que iguala exactamente los flujos de efectivo por cobrar o por pagar estimados a lo largo de la vida esperada del instrumento financiero (o, cuando sea adecuado, en un período más corto) con el importe neto en libros del activo o pasivo financiero.

2) Inversiones a mantener hasta su vencimiento:

Aquellas que ENDESA tiene intención y capacidad de conservar hasta su vencimiento, se contabilizan al coste amortizado según se ha definido en el párrafo anterior. A 31 de diciembre de 2013 y 2012 ENDESA no tiene inversiones de esta naturaleza por importe significativo.

3) Activos financieros registrados a valor razonable con cambios en resultados:

Incluye la cartera de negociación y aquellos activos financieros que han sido designados como tales en el momento de su reconocimiento inicial y que se gestionan y evalúan según el criterio de valor razonable. Figuran en el Estado de Situación Financiera Consolidado por su valor razonable y las fluctuaciones se registran en el Estado del Resultado Consolidado.

4) Inversiones disponibles para la venta:

Son los activos financieros que se designan específicamente como disponibles para la venta o aquellos que no encajan dentro de las tres categorías anteriores (véase Nota 10.2).

Estas inversiones figuran en el Estado de Situación Financiera Consolidado por su valor razonable cuando es posible determinarlo de forma fiable. En el caso de participaciones en sociedades no cotizadas, normalmente el valor de mercado no es posible determinarlo de forma fiable por lo que, cuando se da esta circunstancia, se valoran por su coste de adquisición o por un importe inferior si existe evidencia de su deterioro.

Las variaciones del valor razonable, netas de su efecto fiscal, se registran con cargo o abono al epígrafe "Estado de otro Resultado Global Consolidado: Otro Resultado Global" (véase Nota 15), hasta el momento en que se produce la enajenación de estas inversiones, momento en el que el importe acumulado en este epígrafe referente a dichas inversiones es imputado íntegramente al Estado del Resultado Consolidado.

En caso de que el valor razonable sea inferior al coste de adquisición, si existe una evidencia objetiva de que el activo ha sufrido un deterioro que no pueda considerarse temporal, es decir, que existe evidencia objetiva de un deterioro de valor, la diferencia se registra directamente en el Estado del Resultado Consolidado.

Las compras y ventas de activos financieros se contabilizan utilizando la fecha de negociación.

Los criterios de deterioro de los activos financieros se describen en la Nota 3e.

g.2. Efectivo y otros medios líquidos equivalentes.

Bajo este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado se registra el efectivo en caja, depósitos a la vista y otras inversiones a corto plazo de alta liquidez que son rápidamente realizables en caja y que no tienen riesgo de cambios de su valor.

g.3. Pasivos financieros excepto derivados.

Los pasivos financieros, que incluyen tanto la deuda financiera como los acreedores comerciales y otras cuentas a pagar, se registran generalmente por el efectivo recibido, neto de los costes incurridos en la transacción. En períodos posteriores estas obligaciones se valoran a su coste amortizado, utilizando el método del tipo de interés efectivo (véase Nota 3g.1).

En el caso particular de que los pasivos sean el subyacente de un derivado de cobertura de valor razonable, como excepción, se valoran por su valor razonable por la parte del riesgo cubierto.

Para el cálculo del valor razonable de la deuda, tanto para los casos en que se registra en el Estado de Situación Financiera Consolidado como para la información sobre su valor razonable que se incluye en la Nota 18.3, ésta ha sido dividida en deuda a tipo de interés fijo (deuda fija) y deuda a tipo de interés variable (deuda variable). La deuda a tipo de interés fijo es aquella que a lo largo de su vida paga cupones de interés fijados desde el inicio de la operación, ya sea explícita o implícitamente. La deuda a tipo de interés variable es aquella deuda emitida con tipo de interés flotante, es decir, cada cupón se fija en el momento del inicio de cada período en función del tipo de referencia. La valoración de toda la deuda se ha realizado mediante el

descuento de los flujos de fondos futuros esperados con la curva de tipos de interés de mercado según la moneda de pago.

g.4. Derivados y operaciones de cobertura.

Los derivados mantenidos por ENDESA corresponden fundamentalmente a operaciones contratadas con el fin de cubrir el riesgo de tipo de interés, de tipo de cambio o de precios de "commodities" (electricidad, combustible, derechos de emisión de CO2, Certified Emission Reductions (CERs) y Emission Reductions Unit (ERUs)) y tienen como objetivo eliminar o reducir significativamente estos riesgos en las operaciones subyacentes que son objeto de cobertura.

Los derivados se registran por su valor razonable en la fecha del Estado de Situación Financiera Consolidado. Si su valor es positivo se registran en el epígrafe "Activos Financieros", si se trata de derivados financieros, y en el epígrafe "Deudores Comerciales y otras Cuentas a Cobrar", si son derivados sobre "commodities". Si su valor es negativo, se registran en el epígrafe "Deuda Financiera", si son derivados financieros, y en el epígrafe "Acreedores Comerciales y otros Pasivos Corrientes", si son derivados sobre "commodities".

Los cambios en el valor razonable se registran en el Estado del Resultado Consolidado salvo en el caso de que el derivado haya sido designado contablemente como instrumento de cobertura y se den todas las condiciones establecidas por las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) para aplicar contabilidad de cobertura, entre ellas, que la cobertura sea altamente efectiva, en cuyo caso su registro es el siguiente:

Coberturas de valor razonable:

La parte del subyacente para la que se está cubriendo el riesgo se valora por su valor razonable al igual que el instrumento de cobertura, registrándose las variaciones de valor de ambos en el Estado del Resultado Consolidado, neteando los efectos en el mismo epígrafe del Estado del Resultado Consolidado.

Coberturas de flujos de efectivo:

Los cambios en el valor razonable de los derivados se registran, en la parte en que dichas coberturas son efectivas, en el epígrafe "Estado de otro Resultado Global Consolidado: Otro Resultado Global" (véase Nota 15). La pérdida o ganancia acumulada en dicho epígrafe se traspasa al Estado del Resultado Consolidado a medida que el subyacente tiene impacto en el Estado del Resultado Consolidado por el riesgo cubierto neteando dicho efecto en el mismo epígrafe del Estado del Resultado Consolidado. Los resultados correspondientes a la parte ineficaz de las coberturas se registran directamente en el Estado del Resultado Consolidado.

Coberturas de activos netos provenientes de una filial extranjera:

Los cambios en el valor razonable se registran, en la parte en que dichas coberturas son efectivas, netas del efecto fiscal correspondiente, como "Diferencias de Conversión" en el "Estado de otro Resultado Global Consolidado: Otro Resultado Global" (véase Nota 15) traspasándose al Estado del Resultado Consolidado cuando se produce la venta de la inversión cubierta.

Una cobertura se considera altamente efectiva cuando los cambios en el valor razonable o en los flujos de efectivo del subyacente directamente atribuibles al riesgo cubierto se compensan con los cambios en el valor razonable en los flujos de efectivo del instrumento de cobertura con una efectividad comprendida en un rango de 80%-125%. La cobertura se interrumpe de forma prospectiva si el instrumento de cobertura expira, es vendido, resuelto o ejercido, si se ha dejado de cumplir los criterios para la contabilidad de coberturas, o si se revoca la designación.

ENDESA tiene formalizados contratos de compra o venta a plazo de "commodities", fundamentalmente de electricidad y combustibles. Estos contratos se valoran en el Estado de Situación Financiera Consolidado por su valor de mercado en la fecha de cierre, registrando las diferencias de valor en el Estado del Resultado Consolidado, excepto cuando se dan todas las condiciones que se mencionan a continuación:

• La única finalidad del contrato es el uso propio, entendiendo por tal, en el caso de los contratos de compras de combustibles su uso para la generación de electricidad, en los de compra de electricidad o gas para comercialización, su venta a clientes finales, y en los de venta de electricidad o gas, la venta a cliente final.
• Las previsiones futuras de ENDESA justifican la existencia de estos contratos con la finalidad de uso propio.
• La experiencia pasada de los contratos demuestra que se han utilizado para uso propio, excepto en aquellos casos esporádicos en que haya sido necesario otro uso por motivos excepcionales o asociados con la gestión logística fuera del control y de la previsión de ENDESA.
• El contrato no prevea su liquidación por diferencia, ni haya habido una práctica de liquidar por diferencias contratos similares en el pasado.

ENDESA evalúa la existencia de derivados implícitos en contratos e instrumentos financieros para determinar si sus características y riesgos están estrechamente relacionados con el contrato principal siempre que el conjunto no esté siendo contabilizado a valor razonable. En caso de no estar estrechamente relacionados, son registrados separadamente contabilizando las variaciones de valor en el Estado del Resultado Consolidado.

El valor razonable de los diferentes instrumentos financieros derivados se calcula mediante los siguientes procedimientos:

• Para los derivados cotizados en un mercado organizado, por su cotización al cierre del ejercicio.
• En el caso de los derivados no cotizados en mercados organizados, ENDESA utiliza para su valoración el descuento de los flujos de caja esperados y modelos de valoración de opciones generalmente aceptados, basándose en las condiciones del mercado tanto de contado como de futuros a la fecha de cierre del ejercicio incluyendo asimismo un ajuste por riesgo de crédito propio o "Debt Valuation Adjustment (DVA)" y el riesgo de contraparte o "Credit Valuation Adjustment (CVA)". La medición del "Credit Valuation Adjustment (CVA)" / "Debt Valuation Adjustment (DVA)" se realiza basándose en la exposición potencial futura del instrumento (posición acreedora o deudora) y el perfil de riesgo de las contrapartes y el propio de ENDESA.

g.5. Desglose por niveles de instrumentos financieros.

Conforme a los procedimientos antes descritos, ENDESA clasifica los diferentes instrumentos financieros de acuerdo a los siguientes niveles (véase Nota 22):

Nivel 1:

Instrumentos financieros cuyo valor razonable se calcula tomando en consideración precios cotizados en mercados activos para activos o pasivos idénticos.

Nivel 2:

Instrumentos financieros cuyo valor razonable se calcula tomando en consideración variables distintas a los precios cotizados incluidos en el Nivel 1 que sean observables en el mercado para el activo o pasivo, directa o indirectamente. Los métodos y las hipótesis utilizadas para determinar los valores razonables de este Nivel, por clase de activos financieros o pasivos financieros, tiene en consideración la estimación de los flujos de caja futuros y descontados al momento actual con las curvas cupón cero de tipos de interés de cada divisa del último día hábil de cada mes y, dicho importe, se convierte en euros teniendo en consideración el tipo de cambio del último día hábil de cada mes. Todas las valoraciones descritas se realizan a través de herramientas internas.

Nivel 3:

Instrumentos financieros cuyo valor razonable se calcula tomando en consideración variables, utilizadas para el activo o pasivo, que no estén basadas en datos de mercado observables.

g.6. Contratos de garantía financiera.

Los contratos de garantía financiera, entendiendo como tales las fianzas y avales concedidos por ENDESA a favor de terceros, se valoran inicialmente por su valor razonable que, salvo evidencia en contrario, es la prima recibida más, en su caso, el valor actual de los flujos de efectivo a recibir.

Con posterioridad al reconocimiento inicial, los contratos de garantía financiera se valoran por la diferencia entre:

• El importe del pasivo determinado de acuerdo con la política contable de provisiones de la Nota 3l.
• El importe del activo inicialmente reconocido, menos, cuando proceda, la parte del mismo imputada al Estado del Resultado Consolidado en función de un criterio de devengo.

g.7. Bajas de activos y pasivos financieros.

Los activos financieros se dan de baja contable:

• Cuando los derechos a recibir flujos de efectivo relacionados con los mismos han vencido o se han transferido o, aún reteniéndolos, se han asumido obligaciones contractuales que determinan el pago de dichos flujos a uno o más perceptores, y,
• ENDESA ha traspasado sustancialmente los riesgos y beneficios derivados de la titularidad o, si no los ha cedido ni retenido de manera sustancial, cuando no retenga el control del activo.

ENDESA ha suscrito contratos de cesión de cuentas a cobrar durante los ejercicios 2013 y 2012, los cuales han sido considerados "factoring" sin recurso al haber traspasado los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad de los activos financieros cedidos (véase Nota 12).

Las transacciones en las que ENDESA retiene de manera sustancial todos los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad de un activo financiero cedido se registran mediante el reconocimiento en cuentas de pasivo de la contraprestación recibida. Los gastos de la transacción, se reconocen en resultados siguiendo el método del tipo de interés efectivo.

Los pasivos financieros son dados de baja cuando se extinguen, es decir, cuando la obligación derivada del pasivo haya sido pagada, cancelada o bien haya expirado.

h) Inversiones contabilizadas por el método de participación.

Las participaciones en Sociedades Asociadas se registran siguiendo el método de participación.

El método de participación consiste en registrar la participación en el Estado de Situación Financiera Consolidado por la fracción de su patrimonio neto que representa la participación de ENDESA en su capital, una vez ajustado, en su caso, el efecto de las transacciones realizadas con ENDESA, más las plusvalías tácitas que correspondan al fondo de comercio pagado en la adquisición de la sociedad.

Si el importe resultante fuera negativo se deja la participación a cero en el Estado de Situación Financiera Consolidado a no ser que exista el compromiso por parte de ENDESA de reponer la situación patrimonial de la sociedad, en cuyo caso se dota la correspondiente provisión que se registra en el Pasivo No Corriente del Estado de Situación Financiera Consolidado.

Los dividendos percibidos de estas sociedades se registran reduciendo el valor de la participación, y los resultados obtenidos por las mismas que corresponden a ENDESA conforme a su participación se incorporan al Estado del Resultado Consolidado en el epígrafe "Resultado Neto de Sociedades por el Método de Participación".

En el Anexo II de estas Cuentas Anuales Consolidadas, denominado "Sociedades Asociadas", se describe la relación de ENDESA con cada una de sus asociadas.

i) Existencias.

Las existencias se valoran al precio medio ponderado de adquisición o al valor neto de realización si éste es inferior.

El coste de adquisición del combustible nuclear incluye los gastos financieros asignados a su financiación mientras se encuentra en curso. Los gastos financieros activados por este concepto han sido de 2 millones de euros en tanto en 2013 como en 2012 (véase Nota 32). El combustible nuclear en curso se traspasa a explotación cuando es introducido en el reactor y se imputa a resultados en función de la capacidad energética consumida durante el período.

j) Activos no corrientes mantenidos para la venta y de actividades interrumpidas.

ENDESA clasifica como activos no corrientes mantenidos para la venta los activos materiales, intangibles, financieros o aquellos incluidos en el epígrafe "Inversiones Contabilizadas por el Método de Participación" del Estado de Situación Financiera Consolidado y los grupos sujetos a disposición (grupo de activos que se van a enajenar junto con sus pasivos directamente asociados) para los cuales en la fecha de cierre del Estado de Situación Financiera Consolidado se ha iniciado de forma activa un programa para su venta, se encuentran en disposición para su venta y se estima que la misma se llevará a cabo dentro de los doce meses siguientes a dicha fecha.

Estos activos o grupos sujetos a disposición se valoran por el menor del importe en libros o el valor razonable de venta deducidos los costes necesarios para llevarla a cabo, y dejan de amortizarse desde el momento en que son clasificados como activos no corrientes mantenidos para la venta.

ENDESA valora los activos no corrientes que dejen de estar clasificados como mantenidos para la venta o que dejen de formar parte de un grupo enajenable de elementos, al menor de su valor contable antes de su clasificación, menos amortizaciones, depreciaciones o revalorizaciones que se hubieran reconocido si no se hubieran clasificado como tales y el valor recuperable en la fecha en la que van a ser reclasificados a activos no corrientes.

Los activos no corrientes mantenidos para la venta y los componentes de los grupos sujetos a disposición clasificados como mantenidos para la venta se presentan en el Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto de la siguiente forma: los activos en una única línea denominada "Activos no Corrientes Mantenidos para la Venta y de Actividades Interrumpidas" y los pasivos también en una única línea denominada "Pasivos Asociados a Activos no Corrientes Mantenidos para la Venta y de Actividades Interrumpidas".

Los resultados después de impuestos de las operaciones discontinuadas se presentan en una única línea del Estado del Resultado Consolidado denominada "Resultado Después de Impuestos de Actividades Interrumpidas".

k) Ingresos diferidos.

ENDESA recibe compensaciones establecidas legalmente por los importes desembolsados para la construcción o adquisición de determinadas instalaciones de inmovilizado o, en algunos casos, recibe directamente la cesión de instalaciones de acuerdo con la regulación en vigor.

Las subvenciones de capital se reconocen una vez se han efectuado las inversiones pertinentes en las condiciones acordadas en los convenios de colaboración o resoluciones emitidas por los organismos competentes.

Estos importes se registran como ingreso diferido en el pasivo del Estado de Situación Financiera Consolidado en el epígrafe de "Otros Pasivos no Corrientes" y se imputan a resultados en el epígrafe "Otros Ingresos de Explotación" del Estado del Resultado Consolidado en la vida útil del activo, compensando de esta forma el gasto por la dotación de la amortización.

En el caso de cesión de instalaciones, tanto el activo material como el ingreso diferido se registran por el valor razonable del activo en el momento de la cesión y se imputan a resultados en el epígrafe "Otros Ingresos de Explotación" (véase Nota 27.2) del Estado del Resultado Consolidado en la vida útil del activo, compensando de esta forma el gasto por la dotación de la amortización.

Los derechos de emisión de CO² recibidos de forma gratuita en el marco del Plan Nacional de Asignación (PNA) de derechos aprobado por cada país, existentes a 31 de diciembre de 2012 (véase Nota 7.1) se registraban inicialmente como un activo intangible y un ingreso diferido

por el valor de mercado en el momento en el que se recibían los derechos, reduciéndose en el mismo importe que el activo intangible si el valor de mercado de los derechos disminuía respecto del registrado en el momento en que se recibían. El ingreso diferido se imputaba al Estado del Resultado Consolidado en el epígrafe "Otros Ingresos de Explotación" (véase Nota 27.2) cuando se realizaban las emisiones de CO2, mientras que los gastos por los derechos que deberían entregarse para cubrir estas emisiones, se registraban según se indica en la Nota 3l. A 31 de diciembre de 2013 ENDESA no mantenía derechos de emisión de CO² recibidos de forma gratuita.

l) Provisiones.

Las obligaciones existentes a la fecha del Estado de Situación Financiera Consolidado surgidas como consecuencia de sucesos pasados de los que pueden derivarse perjuicios patrimoniales de probable materialización para ENDESA cuyo importe y momento de cancelación son inciertos se registran en el Estado de Situación Financiera Consolidado como provisiones por el valor actual del importe más probable que se estima que ENDESA tendrá que desembolsar para cancelar la obligación.

Asimismo, ENDESA mantiene provisiones para hacer frente a responsabilidades nacidas de litigios en curso y por indemnizaciones, así como por obligaciones, avales u otras garantías similares y otras constituidas en cobertura de riesgos.

En el caso de que existan contratos en los que los costes inevitables de cumplir con las obligaciones que conllevan exceden a los beneficios económicos que se espera recibir de ellos (contratos onerosos), ENDESA sigue el criterio de registrar una provisión por el valor presente de la diferencia entre los costes y beneficios previstos del contrato.

Las provisiones se cuantifican teniendo en consideración la mejor información disponible en la fecha de la formulación de las Cuentas Anuales Consolidadas sobre las consecuencias del suceso en el que traen su causa y son reestimadas con ocasión de cada cierre contable.

Las obligaciones recogidas en el Estado de Situación Financiera Consolidado en concepto de provisiones para pensiones y obligaciones similares y para planes de reestructuración de plantilla surgen como consecuencia de acuerdos de carácter colectivo o individual suscritos con los trabajadores de ENDESA en los que se establece el compromiso por parte de la empresa de proporcionar un régimen complementario al otorgado por el sistema público para la cobertura de las contingencias de jubilación, incapacidad permanente, fallecimiento, o cese de la relación laboral por acuerdo entre las partes.

l.1. Provisiones para pensiones y obligaciones similares.

La mayoría de las empresas de ENDESA tienen contraídos compromisos por pensiones con sus trabajadores, variando en función de la sociedad de la que éstos provienen. Dichos compromisos, tanto de prestación definida como de aportación definida, están instrumentados básicamente a través de planes de pensiones o contratos de seguros excepto en lo relativo a determinadas prestaciones en especie, fundamentalmente los compromisos de suministro de energía eléctrica, para los cuales, dada su naturaleza, no se ha llevado a cabo la externalización y su cobertura se realiza mediante la correspondiente provisión interna.

Para los planes de prestación definida, las sociedades registran el gasto correspondiente a estos compromisos siguiendo el criterio del devengo durante la vida laboral de los empleados mediante la realización a la fecha del Estado de Situación Financiera Consolidado de los oportunos estudios actuariales calculados aplicando el método de la unidad de crédito proyectada. El gasto correspondiente a estos planes se obtiene como resultado de los costes por servicios pasados, que corresponden a variaciones en las prestaciones se reconocen inmediatamente con cargo al Estado del Resultado Consolidado en la medida en que los beneficios estén devengados, y al coste neto por intereses del pasivo o activo neto por planes de prestaciones definidas.

Los compromisos por planes de prestación definida representan el valor actual de las obligaciones devengadas una vez deducido el valor razonable de los activos aptos afectos a los distintos planes. Las pérdidas y ganancias actuariales surgidas en la valoración, tanto de los pasivos como de los activos afectos a estos planes, se registran, netas de su efecto fiscal, directamente en el epígrafe "Estado de otro Resultado Global Consolidado: Otro Resultado Global" (véase Nota 15).

Para cada uno de los planes, si la diferencia entre el pasivo actuarial por los servicios prestados y los activos afectos al plan es positiva, esta diferencia se registra en el epígrafe "Provisiones no Corrientes: Provisiones para Pensiones y Obligaciones Similares" del Pasivo del Estado de Situación Financiera Consolidado y si es negativa en el epígrafe "Activos Financieros no Corrientes: Préstamos y Otras Cuentas a Cobrar" del Activo del Estado de Situación Financiera Consolidado, en este último caso, siempre que dicha diferencia sea recuperable para ENDESA normalmente mediante deducción en las aportaciones futuras teniendo en cuenta las limitaciones establecidas por el párrafo 57 (b) de la NIC 19 "Retribuciones a los Empleados" y por la CINIIF 14 "NIC 19 Límite de un Activo por Prestaciones Definidas, Obligación de Mantener un Nivel Mínimo de Financiación y su Interacción". El efecto de la aplicación de este límite se registra, neto de su efecto fiscal, en el epígrafe "Estado de otro Resultado Global Consolidado: Otro Resultado Global" (véanse Notas 15 y 17.1).

Las contribuciones a planes de aportación definida se reconocen como gasto en el Estado del Resultado Consolidado conforme los empleados prestan sus servicios.

Aquellos planes post-empleo que se encuentran íntegramente asegurados, y en los que, por tanto, ENDESA ha transferido la totalidad del riesgo, se consideran como de aportación definida y en consecuencia, al igual que para estos últimos, no se considera la existencia de pasivo actuarial ni de activos afectos.

l.2. Provisiones para planes de reestructuración de plantilla.

ENDESA sigue el criterio de registrar las prestaciones por terminación de empleo cuando existe un acuerdo con los trabajadores de forma individual o colectiva o una expectativa cierta de que se alcanzará dicho acuerdo que permite a los mismos, de forma unilateral o por mutuo acuerdo con la empresa, causar baja en ENDESA recibiendo a cambio una indemnización o contraprestación. En caso de que sea necesario el mutuo acuerdo, únicamente se registra la provisión en aquellas situaciones en las que ENDESA ha decidido que dará su consentimiento a la baja de los trabajadores una vez solicitada por ellos. En todos los casos en que se registran estas provisiones existe una expectativa por parte de los trabajadores de que estas bajas anticipadas se realizarán.

ENDESA tiene en marcha planes de reducción de plantilla, fundamentalmente en España, los cuales se enmarcan dentro de los correspondientes expedientes de regulación de empleo aprobados por la Administración, que garantizan el mantenimiento de una percepción durante el período de la prejubilación.

ENDESA sigue el criterio de registrar la totalidad del gasto correspondiente a estos planes en el momento en que surge la obligación mediante la realización de los oportunos estudios actuariales para el cálculo de la obligación actuarial al cierre del ejercicio. Las diferencias actuariales positivas o negativas puestas de manifiesto en cada ejercicio son reconocidas en el Estado del Resultado Consolidado de dicho ejercicio.

l.3. Provisión para cubrir el coste de las emisiones de CO2.

Las sociedades europeas de ENDESA que realizan emisiones de CO2 en su actividad de generación eléctrica deben entregar en los primeros meses del ejercicio siguiente derechos de emisión de CO2, Certified Emission Reductions (CERs) o Emission Reductions Unit (ERUs) equivalentes a las emisiones realizadas durante el ejercicio anterior.

La obligación de entrega de derechos por las emisiones de CO² realizadas durante el ejercicio se registra como provisiones corrientes dentro del epígrafe "Otras Provisiones Corrientes" del Estado de Situación Financiera Consolidado, habiéndose registrado el coste correspondiente en el epígrafe "Otros Aprovisionamientos Variables y Servicios" del Estado del Resultado Consolidado. Esta obligación se valora por el mismo importe por el que están registrados los derechos de emisión de CO² destinados a entregarse para cubrir esta obligación en el epígrafe "Activo Intangible" del Estado de Situación Financiera Consolidado (véanse Notas 3d y 3k).

Si ENDESA no posee a la fecha del Estado de Situación Financiera Consolidado todos los derechos de emisión de CO2, Certified Emission Reductions (CERs) o Emission Reductions Unit (ERUs) necesarios para cubrir las emisiones realizadas, el coste y la provisión se registran por esta parte considerando la mejor estimación del precio que ENDESA deberá pagar para adquirirlos. Cuando no exista una estimación más adecuada, el precio estimado de adquisición de los derechos que no están en posesión de ENDESA es el precio de mercado a la fecha de cierre del Estado de Situación Financiera Consolidado.

l.4. Provisiones por costes de cierre de las instalaciones.

ENDESA registra los costes en los que deberá incurrir para acometer los trabajos de desmantelamiento de algunas de sus centrales, así como de determinadas instalaciones de distribución de electricidad (véanse Notas 3a, 3b y 3d). La variación de la provisión originada por su actualización financiera se registra con cargo al epígrafe "Gastos Financieros" del Estado del Resultado Consolidado.

m) Conversión de saldos en moneda extranjera.

Las operaciones realizadas en moneda distinta de la funcional de cada sociedad se registran en la moneda funcional a los tipos de cambio vigentes en el momento de la transacción. Durante el ejercicio, las diferencias que se producen entre el tipo de cambio contabilizado y el que se encuentra en vigor a la fecha de cobro o pago se registran como resultados financieros en el Estado del Resultado Consolidado (véase Nota 32).

Asimismo, la conversión de los saldos a cobrar o a pagar a 31 de diciembre de cada año en moneda distinta de la funcional en la que están denominados los Estados Financieros de las sociedades que forman parte del perímetro de consolidación se realiza al tipo de cambio de cierre. Las diferencias de valoración producidas se registran como resultados financieros en el Estado del Resultado Consolidado.

n) Clasificación de saldos corrientes y no corrientes.

En el Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto los saldos se clasifican en función de sus vencimientos, es decir, como corrientes aquellos con vencimiento igual o inferior a doce meses y como no corrientes los de vencimiento superior a dicho período.

En el caso de aquellas obligaciones cuyo vencimiento sea a corto plazo, pero cuya refinanciación a largo plazo esté asegurada, a discreción de ENDESA, mediante pólizas de crédito disponibles de forma incondicional con vencimiento a largo plazo, se clasifican como pasivos no corrientes. Estos saldos ascienden a 1.132 y 1.638 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 y 2012, respectivamente.

ñ) Impuesto sobre sociedades.

En los ejercicios 2013 y 2012, todas las sociedades de ENDESA sobre las que ENEL Energy Europe, S.L.U. ostenta una participación de, al menos, el 70% y que cumplen los requisitos exigidos al efecto por la normativa reguladora de la tributación sobre el beneficio consolidado de los Grupos de sociedades, se integran en el Grupo Fiscal cuya sociedad dominante es ENEL Energy Europe, S.L.U.

En este sentido, el número de sociedades que componen el Grupo Consolidado Fiscal a 31 de diciembre de 2013 es de 34 (37 a 31 de diciembre de 2012), siendo las más significativas ENEL Energy Europe, S.L.U., ENDESA, S.A., ENDESA Generación, S.A.U., Gas y Electricidad Generación, S.A.U., Unión Eléctrica de Canarias Generación, S.A.U., ENDESA Red, S.A.U., ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.U., ENDESA Operaciones y Servicios Comerciales, S.L.U., ENDESA Energía, S.A.U., ENDESA Energía XXI, S.L.U., ENDESA Latinoamérica, S.A.U. y ENDESA Financiación Filiales, S.A.U.

El resto de las Sociedades Dependientes de ENDESA presenta individualmente sus declaraciones de impuestos de acuerdo con las Normas fiscales aplicables en cada país.

El gasto por impuesto sobre sociedades del ejercicio se determina como la suma del impuesto corriente de las distintas sociedades que resulta de la aplicación del tipo de gravamen sobre la base imponible del ejercicio, una vez aplicadas las deducciones fiscalmente admisibles, más la variación de los activos y pasivos por impuestos diferidos y créditos fiscales, tanto por bases imponibles negativas como por deducciones. Las diferencias entre el valor contable de los activos y pasivos y su base fiscal generan los saldos de impuestos diferidos de activo o de pasivo que se calculan utilizando las tasas fiscales que se espera que estén en vigor cuando los activos y pasivos se realicen.

El impuesto sobre sociedades y las variaciones en los impuestos diferidos de activo o pasivo que no provengan de combinaciones de negocio se registran en el Estado del Resultado Consolidado o en las cuentas de Patrimonio Neto del Estado de Situación Financiera Consolidado en función de dónde se hayan registrado las ganancias o pérdidas que lo hayan originado.

Los activos por impuestos diferidos y créditos fiscales se reconocen únicamente cuando se considera probable que las sociedades consolidadas vayan a disponer de ganancias fiscales futuras suficientes para recuperar las deducciones por diferencias temporarias y hacer efectivos los créditos fiscales.

Se reconocen pasivos por impuestos diferidos para todas las diferencias temporarias, excepto aquellas derivadas del reconocimiento inicial de fondos de comercio así como las asociadas a inversiones en dependientes, asociadas y entidades bajo control conjunto en las que ENDESA pueda controlar la reversión de las mismas y es probable que no reviertan en un futuro previsible. Las deducciones de la cuota originadas por hechos económicos acontecidos en el ejercicio minoran el gasto devengado por impuesto sobre sociedades, salvo que existan dudas sobre su realización, en cuyo caso no se reconocen hasta su materialización efectiva.

En cada cierre del ejercicio contable se revisan los impuestos diferidos, tanto activos como pasivos, registrados con objeto de comprobar que se mantienen vigentes, efectuándose las oportunas correcciones a los mismos de acuerdo con el resultado del citado análisis.

El 27 de septiembre de 2012 se aprobó en Chile la Ley N° 20.630, para la mejora de la legislación tributaria y financiación de la reforma educativa, por la que se estableció un incremento en el tipo impositivo del impuesto a la renta, fijándolo en el 20%. El cambio del tipo impositivo supuso la revaluación de los impuestos diferidos registrados en las filiales chilenas lo que supuso un mayor gasto en el epígrafe "Impuesto sobre Sociedades" del Estado de Resultados Consolidado del ejercicio 2012 por importe de 30 millones de euros (véase Nota 34).

El 26 de diciembre de 2012 se aprobó en Colombia la Ley 1607/12 sobre la Reforma Tributaria, por la que se estableció una reducción en el tipo impositivo del impuesto a la renta, fijándolo en el 25% (salvo para las sociedades extranjeras cuyo tipo sigue siendo del 33%) y se crea un nuevo impuesto con tarifa del 8% (9% para los años 2013 a 2015) cuya base gravable es la misma que se utiliza para el cálculo del impuesto de renta, pero sin la inclusión de beneficios fiscales o deducciones especiales. El impacto del cambio del tipo impositivo no ha sido significativo.

En España, las sociedades de ENDESA mantienen abiertos a inspección fiscal los ejercicios 2010 y siguientes respecto de los principales impuestos a los que se hallan sujetas, con excepción del Impuesto sobre Sociedades, que se encuentran abiertos los ejercicios 2006 y siguientes (a excepción del año 2007 y 2008).

En el caso de sociedades integrantes de ENDESA en el resto de Europa y Latinoamérica, los períodos abiertos a inspección fiscal son, con carácter general, los siguientes:

País	Período
Chile	2009-2013
Argentina	2008-2013
Brasil	2008-2013
Colombia	2011-2013
Perú	2009-2013
Portugal	2009-2013

Debido a las posibles diferentes interpretaciones que pueden darse a las Normas fiscales, los resultados de las inspecciones que lleven a cabo las autoridades fiscales para los años sujetos a verificación pueden dar lugar a pasivos fiscales cuyo importe no es posible cuantificar en la actualidad de una manera objetiva. No obstante, los Administradores de la Sociedad Dominante estiman que los pasivos que, en su caso, se pudieran derivar por estos conceptos, no tendrán un efecto significativo sobre los resultados futuros de ENDESA.

o) Reconocimiento de ingresos y gastos.

Los ingresos y gastos se imputan en función del criterio del devengo. En concreto, las ventas de electricidad y gas se registran como ingreso en el momento en que son suministrados al cliente aún cuando no hayan sido facturados. Por lo tanto, la cifra de ventas incluye la estimación de la energía suministrada aún no leída en los contadores del cliente (véase Nota 2.2).

El ingreso ordinario se reconoce cuando se produce la entrada bruta de beneficios económicos originados en el curso de las actividades ordinarias de ENDESA durante el ejercicio, siempre que dicha entrada de beneficios provoque un incremento en el patrimonio neto que no esté relacionado con las aportaciones de los propietarios de ese patrimonio y estos beneficios puedan ser valorados con fiabilidad. Los ingresos ordinarios se valoran por el valor razonable de la contrapartida recibida o por recibir, derivada de los mismos.

Sólo se reconocen ingresos ordinarios derivados de la prestación de servicios cuando pueden ser estimados con fiabilidad y en función del grado de realización de la prestación del servicio a la fecha del Estado de Situación Financiera Consolidado.

ENDESA excluye de la cifra de ingresos ordinarios aquellas entradas brutas de beneficios económicos recibidas cuando actúa como agente o comisionista por cuenta de terceros, registrando únicamente como ingresos ordinarios los correspondientes a su propia actividad.

Los intercambios o permutas de bienes o servicios por otros bienes o servicios de naturaleza similar no se consideran transacciones que producen ingresos ordinarios.

ENDESA registra por el importe neto los contratos de compra o venta de elementos no financieros que se liquidan por el neto en efectivo o en otro instrumento financiero. Los contratos que se han celebrado y se mantienen con el objetivo de recibir o entregar dichos elementos no financieros se registran de acuerdo con los términos contractuales de la compra, venta o requerimientos de utilización esperados por la entidad.

Los ingresos por intereses se contabilizan considerando la tasa de interés efectivo aplicable al principal pendiente de amortizar durante el período de devengo correspondiente.

Los gastos se reconocen atendiendo a su devengo, de forma inmediata en el supuesto de desembolsos que no vayan a generar beneficios económicos futuros o cuando no cumplen los requisitos necesarios para registrarlos contablemente como activo.

p) Beneficio (pérdida) por acción.

El beneficio neto por acción básico se calcula como el cociente entre el beneficio neto del período atribuible a la Sociedad Dominante y el número medio ponderado de acciones ordinarias de la misma en circulación durante dicho período, sin incluir el número medio de acciones de la Sociedad Dominante en poder de ENDESA.

Los beneficios netos por acción básicos de actividades continuadas e interrumpidas se calculan como el cociente entre el resultado después de impuestos de las actividades continuadas e interrumpidas, respectivamente, deducido la parte del mismo correspondiente a los Intereses Minoritarios y el número medio ponderado de acciones ordinarias de la Sociedad Dominante en circulación durante dicho período, sin incluir el número medio de acciones de la Sociedad Dominante en poder de ENDESA.

Durante los ejercicios 2013 y 2012 ENDESA no ha realizado ningún tipo de operación de potencial efecto dilutivo que suponga un beneficio por acción diluido diferente del beneficio básico por acción.

q) Sistemas de retribución basados en acciones.

En los casos en que los empleados de ENDESA participan en planes de remuneración vinculados al precio de la acción de ENEL, siendo asumido por esta última sociedad el coste del plan, ENDESA registra el valor razonable de la obligación de ENEL con el empleado como gasto en el epígrafe "Gastos de Personal" del Estado del Resultado Consolidado registrando un incremento patrimonial por el mismo importe como aportación de los socios (véase Nota 15.1.10).

r) Dividendos.

Los dividendos se registran como menor "Patrimonio Neto" en el momento de su aprobación por el órgano competente que normalmente es el Consejo de Administración en el caso de los dividendos a cuenta y la Junta General de Accionistas para los dividendos complementarios (véase Nota 15.1.7).

s) Estado de flujos de efectivo.

El estado de flujos de efectivo recoge los movimientos de tesorería realizados durante el ejercicio tanto por actividades continuadas como interrumpidas calculados por el método indirecto. En estos estados de flujos de efectivo se utilizan las siguientes expresiones en el sentido que figura a continuación:

Flujos de Efectivo:

Entradas y salidas de efectivo o de otros medios líquidos equivalentes, entendiendo por éstos las inversiones a plazo inferior a tres meses de gran liquidez y bajo riesgo de alteraciones en su valor.

Actividades de Explotación:

Son las actividades que constituyen la principal fuente de ingresos ordinarios de ENDESA, así como otras actividades que no puedan ser calificadas como de inversión o financiación.

Actividades de Inversión:

Las de adquisición, enajenación o disposición por otros medios de activos no corrientes y otras inversiones no incluidas en el efectivo y sus equivalentes.

Actividades de Financiación:

Actividades que producen cambios en el tamaño y composición del patrimonio neto y de los pasivos de carácter financiero.

4. Regulación sectorial y funcionamiento del Sistema Eléctrico.

4.1. España.

Hasta el 27 de diciembre de 2013, fecha en que se publicó la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, la regulación del Sistema Eléctrico español ha estado recogida en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico que fue modificada, entre otras, por la Ley 17/2007, de 4 de julio, y por el Real Decreto Ley 13/2012, de 30 de marzo, por el que se transpusieron directivas de mercados interiores de electricidad y gas.

Los elementos más significativos que establecía dicha Ley y su normativa de desarrollo posterior eran los siguientes:

• La producción de energía eléctrica se desarrolla en régimen de libre competencia.
• El despacho de energía de las centrales de generación se establece mediante el mercado diario, compuesto por 24 subastas horarias que casan la oferta y la demanda. El precio de la casación corresponde al precio marginal de las subastas. La producción del régimen especial participa en las subastas y el precio por ello percibido se complementa mediante una remuneración regulada.
• El transporte, la distribución y la gestión económica y técnica del sistema tienen carácter de actividades reguladas.
• El suministro de energía eléctrica está completamente liberalizado y todos los consumidores deben contratar el suministro de electricidad con una comercializadora. Desde el 1 de julio de 2009, aquellos consumidores que reúnan unas determinadas características pueden optar por contratar la electricidad con una Comercializadora de Último Recurso (CUR) siéndoles de aplicación la Tarifa de Último Recurso (TUR). Esta tarifa es una tarifa aditiva, única a nivel nacional, que el Gobierno fija teniendo en cuenta el coste de producción de energía eléctrica basado en los precios de mercados a plazo.
• Se incluyen figuras, como los gestores de carga, que son sociedades habilitadas para la reventa de energía para servicios de recarga energética y almacenamiento. Adicionalmente, para determinados consumidores, se podrán establecer modalidades singulares de suministro para fomentar la producción individual de energía eléctrica destinada al consumo en la misma ubicación.
• Los peajes de acceso son únicos en todo el territorio nacional y son recaudados por las distribuidoras y transportistas que actúan como agente de cobro del Sistema Eléctrico.
• La retribución de la generación extrapeninsular y de la peninsular con carbón autóctono está regulada.

No obstante, como consecuencia del proceso de reforma energética iniciado en julio de 2013, con fecha 27 de diciembre de 2013 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado, la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, que deroga y sustituye, a partir de la mencionada fecha, a la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, antes indicada estableciendo un nuevo marco general de funcionamiento del sector y del régimen de actividades y agentes.

Los cambios más significativos respecto al esquema vigente hasta su entrada en vigor son los siguientes:

• Se introduce como principio fundamental la sostenibilidad económica y financiera del Sistema Eléctrico, de modo que los ingresos sean suficientes para satisfacer la totalidad de los costes del sistema. Los costes del sistema serán financiados a través de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución (destinados a cubrir la retribución de ambas actividades), los cargos que se establezcan para el pago de otras partidas de costes, las partidas provenientes de los Presupuestos Generales del Estado así como cualquier otro ingreso o mecanismo financiero que se haya establecido. Adicionalmente:
  • Cualquier incremento de costes o reducción de ingresos tendrá que llevar acompañada una reducción equivalente de otros costes o un incremento de ingresos. Al mismo tiempo, mientras existan partidas de coste destinadas a pagar deudas pendientes de año anteriores, no se podrán revisar a la baja los cargos.
• Para los ejercicios que se inicien desde 2014, los desajustes temporales que se produzcan estarán limitados a un importe máximo anual del 2% de los ingresos estimados del sistema (o del 5% en términos acumulados). Los desajustes y desviaciones transitorias que se produzcan serán financiados por todos los sujetos del sistema de liquidaciones, de forma proporcional a la retribución que les corresponda. En el supuesto de que se sobrepasen los límites antes indicados, se revisarán los peajes o cargos en un importe equivalente. Dentro de los límites citados, los desajustes que se produzcan generarán para los sujetos financiadores el derecho a su recuperación en los cinco años siguientes, reconociéndose un tipo de interés en condiciones equivalentes a las de mercado.
• En relación con el ejercicio 2013, se reconoce la existencia de un déficit por un importe máximo de 3.600 millones de euros, sin perjuicio de los desajustes temporales que pudieran producirse. Este déficit generará al derecho a su recuperación en los quince años siguientes, reconociéndose un tipo de interés en condiciones equivalentes a las de mercado. Estos derechos podrán ser objeto de cesión, de acuerdo con el procedimiento que se establezca reglamentariamente.
• Los Presupuestos Generales del Estado de cada año financiarán el 50% de la compensación de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) del propio año.
• En cuanto a la retribución de las actividades, se establece que la retribución de las actividades de transporte, distribución, producción en los territorios no peninsulares y producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos tendrá en consideración los costes de una empresa eficiente y bien gestionada. Los parámetros de retribución se establecerán considerando la situación cíclica de la economía, de la demanda eléctrica y la rentabilidad adecuada para estas actividades por periodos regulatorios que tendrán una vigencia de seis años. La Ley fija la tasa de retribución de los activos para el primer período regulatorio (que finaliza el 31 de diciembre de 2019) como la media del rendimiento de las Obligaciones del Estado a diez años en el mercado secundario de los tres meses anteriores a la entrada en vigor del Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, incrementada en 200 puntos básicos para las actividades de transporte, distribución y producción en los territorios no peninsulares, y en 300 puntos básicos para la producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos.
• Desaparece igualmente la diferenciación entre generación de energía eléctrica en régimen ordinario y régimen especial, sin perjuicio de las consideraciones singulares para ciertas tecnologías.
• La Tarifa de Último Recurso (TUR), a la que se acogen la mayor parte de los consumidores domésticos, pasa a denominarse Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), manteniéndose la Tarifa de Último Recurso (TUR) para los consumidores vulnerables y aquellos que sin cumplir los requisitos para tener derecho al Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) transitoriamente no dispongan de un contrato en vigor con un comercializador en mercado libre.

Retribución de la actividad de distribución de electricidad.

El Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero, estableció el régimen retributivo de la distribución de energía eléctrica, con los siguientes elementos principales:

• Períodos regulatorios de cuatro años, durante los cuales se establece una senda de evolución estable.
• Retribución Base o de Referencia individualizada por empresa, que contempla los costes de inversión, los costes de operación y mantenimiento y otros costes necesarios para la actividad.
• Herramientas regulatorias aplicables a la información obtenida de las empresas (Modelo de Red de Referencia y Contabilidad Regulatoria de Costes) mediante las cuales el regulador determinará la evolución de la retribución en función de las inversiones previstas.
• Incentivos de calidad y de reducción de pérdidas.

No obstante, el Real Decreto Ley 13/2012, de 30 de marzo, por el que se transponen directivas en materia de mercados interiores de electricidad y gas y en materia de comunicaciones electrónicas, y por el que se adoptan medidas para la corrección de las desviaciones por desajustes entre los costes e ingresos de los sectores eléctrico y gasista, introdujo determinadas medidas dirigidas a reducir el déficit de actividades reguladas que inciden, entre otros aspectos, a la retribución de la actividad de distribución.

Finalmente, con fecha 30 de diciembre se han publicado el Real Decreto 1048/2013, de 27 de diciembre, por el que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica. El objetivo de la normativa es contar con una metodología estable y predecible que garantice, bajo unos criterios homogéneos en todo el territorio español, una rentabilidad adecuada al menor coste posible para el sistema. Entre las principales novedades se destacan:

• Se retribuirá la inversión de los activos en servicio no amortizados, considerando el valor neto de los mismos y una tasa de retribución financiera referenciada a las Obligaciones del Estado a diez años incrementado en 200 puntos básicos además de la operación y el mantenimiento de los activos.
• Se retribuirán los costes necesarios para ejercer la actividad de distribución como las lecturas de contadores, la contratación, la facturación de peajes de acceso y gestión de impagos, la atención telefónica a los clientes conectados a sus redes, las tasas de ocupación de la vía pública, y los costes de estructura.
• Se incluyen incentivos y penalizaciones a la mejora de la calidad de suministro, a la reducción de las pérdidas en las redes de distribución, así como un nuevo incentivo a la reducción del fraude.
• El sobrecoste derivado de normativas autonómicas o locales específicas no será sufragado por la tarifa eléctrica.
• El devengo y el cobro de la retribución de las instalaciones puestas en servicio el año n se iniciará desde el 1 de enero del año n+2, reconociéndose un coste financiero.
• Se establecen mecanismos de control de la inversión. Así, se limita el volumen máximo de inversión autorizado a un total para el sector del 0,13% del Producto Interior Bruto (PIB). Las empresas distribuidoras presentarán al Ministerio sus planes de inversión anuales y plurianuales para su aprobación, requiriendo igualmente informe favorable de las Comunidades Autónomas afectadas. Se establece también una limitación de desviaciones frente al estándar establecido, reconociendo sólo parcialmente el

sobrecoste, que deberá estar debidamente justificado y auditado. Además, se minorará el volumen de inversión en caso de incumplimiento de los planes previstos y se establece la posibilidad de adelantar la construcción de una instalación, siempre que ésta estuviera prevista y que no sea a cargo del sistema.

Sistemas eléctricos extrapeninsulares.

Las actividades de suministro de energía eléctrica que se desarrollan en los territorios extrapeninsulares son objeto de una regulación singular que atienden a las especificidades derivadas de su ubicación territorial. Esta regulación especial fue desarrollada inicialmente mediante el Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, y por las Órdenes Ministeriales de fecha 30 de marzo de 2006 que desarrollaban el citado Real Decreto.

El elemento principal del ordenamiento regulatorio extrapeninsular era que la producción de electricidad se configuraba como una actividad con remuneración regulada, a diferencia de la situación en la península, mientras que el resto de actividades (distribución, transporte y comercialización) se regulan de modo similar al de la península.

La remuneración de la generación extrapeninsular se estableció de forma que cubriera los costes de la actividad y la retribución del capital invertido. Para alcanzar la remuneración establecida, los generadores extrapeninsulares reciben, con carácter adicional a la valoración de la energía vendida al precio medio peninsular, las correspondientes compensaciones para alcanzar la citada remuneración regulada.

Dentro de las medidas de ajuste adoptadas durante 2012, el Gobierno ha introducido una serie de medidas que han afectado, entre otros, a la retribución de la actividad de generación extrapeninsular. En concreto, mediante el Real Decreto Ley 13/2012, de 30 de marzo, antes indicado, se establece que se propondrá una revisión del modelo retributivo de la generación en los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE). Posteriormente, el Real Decreto Ley 20/2012, de 13 de julio, de medidas para garantizar la estabilidad presupuestaria y de fomento de la competitividad, ha modificado determinados aspectos concretos de los costes reconocidos de la generación en régimen ordinario de estos Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE), señalando que la revisión que en su caso resulte del Real Decreto Ley 13/2012, de 30 de marzo, será de aplicación desde el 1 de enero de 2012.

Con fecha 30 de octubre de 2013 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado la Ley 17/2013, de 29 de octubre, para la garantía del suministro e incremento de la competencia en los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE), siendo los principales aspectos en ella contenidos los siguientes:

• Por razones de seguridad o eficiencia técnica y económica, se podrá reconocer el régimen retributivo adicional al precio del mercado peninsular a nuevas instalaciones de generación en los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE), incluso si se superan los valores de potencia necesaria para asegurar la cobertura de demanda.
• No se reconocerá este régimen a nuevas instalaciones en los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE), tanto de régimen ordinario como especial, que sean titularidad de una empresa o grupo empresarial que posea un porcentaje de potencia de generación superior al 40% en ese sistema. Se exceptúan aquellas instalaciones adjudicadas en concursos de capacidad para la implantación de fuentes de energías renovables, que dispongan de autorización administrativa o que hayan resultado inscritas en el registro de preasignación de retribución de instalaciones de régimen especial. Igualmente, se contemplan excepciones en el caso de inversiones de renovación

y mejora de eficiencia de las centrales en explotación que no supongan un aumento de capacidad, o cuando no existan otros agentes interesados en promover instalaciones.

• La titularidad de bombeos que tengan como finalidad la garantía y seguridad de suministro, o la integración de renovables, deberá corresponder al Operador del Sistema. En el resto de casos, se instrumentará un procedimiento de concurrencia. No obstante lo anterior, las empresas que con anterioridad al 1 de marzo de 2013 tuvieran otorgada concesión de aprovechamiento hidráulico o dispusieran de autorización administrativa y no dispusieran a la fecha de entrada en vigor de autorización de puesta en servicio, mantendrán su titularidad, debiendo presentar un aval del 10% de la inversión y cumplir un calendario de ejecución.
• La titularidad de las plantas de regasificación corresponderá exclusivamente al Gestor Técnico del Sistema, debiendo transmitirse las instalaciones afectadas en el plazo de 6 meses, a precio de mercado. En el supuesto de que la instalación no cuente con autorización administrativa se limitará el precio a los costes totales efectivamente incurridos hasta el 1 de marzo de 2013.
• Los conceptos retributivos asociados a los costes de combustibles serán establecidos mediante un mecanismo que se ajuste a los principios de concurrencia, transparencia, objetividad y no discriminación.
• Será obligatoria una resolución de compatibilidad de la Dirección General de Política Energética y Minas previa a la autorización de nuevos grupos, para determinar que la instalación es compatible con los criterios técnicos establecidos por el Operador del Sistema y con criterios económicos para la reducción de costes.
• Se contempla la posibilidad de reducción de la retribución de las instalaciones de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) en casos de reducción sustancial de disponibilidad de las mismas, de la seguridad de suministro o de los índices de calidad de suministro imputables a instalaciones de generación. Se refuerza además la posibilidad de intervención del Gobierno en el Sistema Eléctrico para garantizar el suministro ante situaciones de riesgo.

Adicionalmente, dentro de las medidas de reforma energética de julio de 2013 que se describen con posterioridad, se han aprobado nuevas disposiciones que afectan, entre otros, a esta actividad, estando en tramitación un nuevo Real Decreto.

Las compensaciones devengadas hasta el 31 de diciembre de 2008 se reciben con cargo a la recaudación del Sistema Eléctrico. El Real Decreto Ley 6/2009, de 30 de abril, estableció que las compensaciones que se devengaran a partir del año 2013 se recaudarían con cargo a los Presupuestos Generales del Estado, habiendo establecido para el período transitorio 2009- 2012 un sistema mixto por el que la financiación de los sobrecostes de la generación extrapeninsular se pagarán en un porcentaje decreciente por la recaudación del Sistema Eléctrico y en un porcentaje creciente por los Presupuestos Generales del Estado. No obstante lo anterior, determinadas disposiciones legislativas han modificado algunos de los porcentajes de financiación con cargo a los Presupuestos Generales del Estado de los tres últimos ejercicios, teniendo el sistema de liquidaciones gestionado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) carácter subsidiario. No obstante, la reforma de julio de 2013 ha modificado el esquema de financiación con cargo a los Presupuestos Generales del Estado, de modo que las compensaciones del ejercicio 2013 se financiarán en su totalidad con cargo a los peajes de acceso de dicho ejercicio, y las compensaciones de cada ejercicio que se devenguen a partir del 1 de enero de 2014 serán cubiertas en un 50% por los Presupuestos Generales del Estado del citado ejercicio.

De la aplicación de la normativa citada anteriormente resulta que ENDESA ostenta un derecho de cobro a 31 de diciembre de 2013 por las compensaciones a la generación extrapeninsular del período 2001-2013 por importe de 1.161 millones de euros (1.881 millones de euros a 31 de diciembre de 2012) registrados en el epígrafe "Activos Financieros Corrientes" del Estado de Situación Financiera Consolidado (véase Nota 13).

Producción de centrales de carbón autóctono.

El Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, modificado por el Real Decreto 1221/2010, de 1 de octubre, establece un mecanismo que garantiza, por razones de seguridad de suministro, la producción de ciertas centrales de carbón autóctono, contemplándose un precio regulado para retribuir dicha energía. La aplicación práctica de este mecanismo se inició a finales de febrero de 2011.

Mediante Resolución de 12 de febrero de 2013, del Instituto para la Reestructuración de la Minería del Carbón y Desarrollo Alternativo de las Comarcas Mineras, se han aprobado, para el año 2013, las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro. Esta resolución ha sido modificada por otra de fecha 20 de marzo, que establece las cantidades mínimas de carbón que deben entregarse mensualmente, que serán una doceava parte de la cuantía anual.

Para el ejercicio 2014, los parámetros anteriores han sido establecidos mediante Resolución de 30 de enero de 2014.

Bono Social.

Con fecha 7 de febrero de 2012 el Tribunal Supremo dictó sentencia anulando determinadas disposiciones relativas al Bono Social y su aplicación, por considerar que su financiación por empresas generadoras en régimen ordinario (como establecía el Real Decreto Ley 6/2009, de 30 de abril) es discriminatoria.

En aplicación de dicha sentencia, la Orden IET/843/2012, de 25 de abril, modificó el sistema de liquidación del Bono Social pasando a partir del 7 de febrero de 2012 a tener la consideración de coste liquidable del Sistema Eléctrico, por lo que deberá ser cubierto por las tarifas de acceso.

El Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, dio nueva regulación al Bono Social imponiendo, como obligación de servicio público, la asunción del coste a las matrices de las sociedades o Grupos de sociedades que realicen actividades de producción, distribución y comercialización de energía eléctrica y que tengan el carácter de grupos verticalmente integrados, en forma proporcional al porcentaje que corresponda considerando tanto el número de suministros conectados a las redes de distribución como el número de clientes a los que suministra la actividad de comercialización. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) calcularía anualmente ese porcentaje, sin perjuicio de su aprobación por Orden del Ministerio de Industria, Energía y Turismo. El 3 de diciembre de 2013 la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) aprobó la información a publicar sobre el reparto del Bono Social, de conformidad con el mandato establecido en el artículo 8.2. del Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio.

El artículo 45 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, mantiene dicho régimen, y, en la disposición transitoria décima, el régimen transitorio, de conformidad con el Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, de forma que hasta que se apruebe la Orden prevista en el artículo 45.4 de esta Ley sobre los porcentajes de contribución, el reparto del coste del Bono Social se seguirá realizando de conformidad con la Orden IET/843/2012, de 25 de abril. Asimismo, hasta que se fije la Tarifa de Último Recurso (TUR) prevista en el artículo 45.3 resultará de aplicación lo dispuesto en dicha Orden.

En la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas no se ha aprobado la citada Orden Ministerial, que se encuentra en tramitación. El porcentaje que, de acuerdo con la información publicada el 23 de enero de 2014 en su página web por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), correspondería a ENDESA, S.A. sería de un 41,61%.

Déficit de las actividades reguladas.

Los Reales Decretos Ley 6/2009, de 30 de abril, y 6/2010, de 9 de abril, establecieron que, a partir del año 2013, las tarifas de acceso a la red que se fijen deberían ser suficientes para cubrir la totalidad de los costes del Sistema Eléctrico, de forma que no se generen nuevos déficit ex ante. Igualmente, para el período 2009-2012 el citado Real Decreto Ley 6/2009, de 30 de abril, estableció un límite máximo de déficit para cada uno de los años debiéndose fijar en estos años las tarifas de acceso en importe suficiente para que no se superen estos límites. Estos límites fueron modificados por el Real Decreto Ley 14/2010, de 23 de diciembre, quedando fijados en 5.500 millones de euros, 3.000 millones de euros, y 1.500 millones de euros, para los ejercicios 2010, 2011 y 2012, respectivamente. El Real Decreto Ley 29/2012, de 28 de diciembre, a través de su disposición final cuarta, modificó estos límites. En concreto, incrementó el límite del ejercicio 2012 hasta la cuantía que resultara de la liquidación definitiva, pudiendo ser cedido al Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico (FADE), y eliminó la referencia explícita a que, a partir del 1 de enero de 2013, los peajes debían ser suficientes para cubrir los costes del Sistema Eléctrico.

Por otro lado, la normativa recoge igualmente que, en el supuesto de que existan desajustes temporales en las liquidaciones de actividades reguladas, éstos deberán ser financiados en un determinado porcentaje por las sociedades que se señalan en la citada Norma (correspondiendo a ENDESA el 44,16%), teniendo dichas sociedades el derecho de recuperar los importes financiados en las liquidaciones de actividades reguladas del ejercicio en el que se reconozcan.

A su vez los mencionados Reales Decretos Ley regularon el proceso de titulización de los derechos de cobro acumulados por las empresas eléctricas por la financiación de dicho déficit, incluyendo las compensaciones por los sobrecostes de la generación extrapeninsular del período 2001-2008 pendientes de recuperar.

El Real Decreto 437/2010, de 9 de abril, ha desarrollado la regulación del proceso de titulización del déficit del Sistema Eléctrico. De acuerdo con ello, durante los ejercicios 2013 y 2012 se han realizado cesiones de derechos de crédito de déficit de tarifa de ENDESA al Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico (FADE) por un importe de 3.937 y 2.674 millones de euros respectivamente (véase Nota 13). Con las cesiones realizadas, la última de las cuales se acordó con fecha 29 de octubre de 2013, se ha completado la cesión de la totalidad de los derechos reconocidos por déficit de tarifa hasta el año 2012.

Para el ejercicio 2013, la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, ha reconocido un déficit máximo de 3.600 millones de euros, sin perjuicio de los desajustes temporales que puedan producirse. Este déficit podrá ser cedido a través de un procedimiento a establecer reglamentariamente.

A 31 de diciembre de 2013, la insuficiencia de las tarifas de acceso devengadas durante 2013 para hacer frente a los costes del Sistema Eléctrico ha generado un déficit de ingresos de las actividades reguladas del que a ENDESA le ha correspondido financiar el 44,16% por importe de 1.979 millones de euros. Los saldos de la financiación del déficit de las actividades reguladas registrados en el epígrafe "Activos Financieros Corrientes" (véase Nota 13) del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto ascienden a 487 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 (2.958 millones de euros a 31 de diciembre de 2012) y en el epígrafe "Activos Financieros no Corrientes" (véase Nota 10) del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto ascienden a 1.498 millones de euros a 31 de diciembre de 2013.

La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico ha establecido que los desajustes temporales que se produzcan para los ejercicios que se inicien desde 2014 serán financiados por todos los sujetos del sistema de liquidaciones, de forma proporcional a la retribución que les corresponda, y generarán para los sujetos financiadores el derecho a su recuperación en los cinco años siguientes, reconociéndose un tipo de interés en condiciones equivalentes a las de mercado.

Medidas de Reforma Energética adoptadas desde 2012.

Durante los ejercicios 2013 y 2012, se han aprobado diversas disposiciones legales con la finalidad de reducir el déficit de actividades reguladas que, además de lo mencionado en los apartados anteriores, recogen los siguientes aspectos.

En primer lugar, mediante el Real Decreto Ley 1/2012, de 27 de enero, se suprimieron los incentivos económicos para las instalaciones de producción del régimen especial y se ha suspendido el procedimiento de preasignación de retribución para el otorgamiento del régimen económico primado, no siendo de aplicación a las instalaciones ya inscritas en el registro de preasignación a su entrada en vigor y que todavía no han sido puestas en marcha.

Con fecha 28 de diciembre de 2012 se publicó en el Boletín Oficial del Estado la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética, que contempla diversas medidas con incidencia directa en el sector eléctrico y cuya entrada en vigor ha sido el 1 de enero de 2013:

• Impuesto general a la producción en régimen ordinario y especial, equivalente al 7% del ingreso total percibido.
• Impuestos sobre la producción de combustible nuclear gastado y residuos radiactivos, así como sobre su almacenamiento en instalaciones centralizadas.
• Canon a la generación hidroeléctrica, equivalente al 22% del ingreso, que se reducirá un 90% para las instalaciones de potencia igual o inferior a 50 MW y para los bombeos de más de 50 MW, así como, en la forma que reglamentariamente se determine, para aquellas producciones o instalaciones que se deban incentivar por motivos de política energética general.
• Céntimo verde al consumo para generación eléctrica de gas natural, carbón, fuel y gasóleo.
• Eliminación de la prima a la producción renovable, por la parte de producción que use combustibles fósiles. Esta medida no afectará a la tecnología de biomasa.
• Se contempla igualmente que en las Leyes de Presupuestos Generales del Estado de cada año se destinará a financiar los costes del Sistema Eléctrico un importe equivalente a la recaudación por los tributos y cánones establecidos en la Ley, más el ingreso estimado

por la subasta de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero, con un máximo de 500 millones de euros.

El Real Decreto Ley 2/2013, de 1 de febrero, de medidas urgentes en el Sistema Eléctrico y en el sector financiero modifica el mecanismo de actualización de las retribuciones de actividades reguladas vinculadas al Índice de Precios de Consumo (IPC). Establece que estas retribuciones se actualizarán con el Índice de Precios de Consumo (IPC) a impuestos constantes sin alimentos no elaborados ni productos energéticos.

Además, se modifican las opciones de venta de energía para las instalaciones de régimen especial, quedando todas acogidas a la opción de venta a tarifa desde el 1 de enero de 2013, salvo que manifiesten expresamente lo contrario, en cuyo caso no podrán volver a la opción de venta a tarifa, ni percibirán prima alguna.

El Consejo de Ministros de 12 de julio de 2013 ha aprobado un paquete de medidas de reforma en el sector energético con la finalidad de poner fin definitivamente a los desequilibrios que persisten en el Sistema Eléctrico, establecer un marco normativo que garantice la estabilidad financiera del Sistema Eléctrico y mejorar el sistema de cara al consumidor, clarificando la factura y favoreciendo la competencia de cara al ciudadano.

El conjunto de medidas adoptadas o cuya tramitación se ha iniciado está integrado por el Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del Sistema Eléctrico, la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, y un conjunto de disposiciones de desarrollo.

En relación con el Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del Sistema Eléctrico, publicado en el Boletín Oficial del Estado el 13 de julio de 2013, los principales aspectos contenidos en el mismo, no mencionados en los apartados anteriores, son los siguientes:

• Se establece un nuevo régimen retributivo para las instalaciones de generación de energía renovable, cogeneración y residuos, que recibirán un complemento por sus costes de inversión basado en estándares por tecnologías garantizando una rentabilidad razonable basada en las Obligaciones del Tesoro a diez años más 300 puntos básicos, con revisión cada seis años.
• Se establece un régimen para las redes de transporte y la distribución que establece una retribución homogénea basada en las Obligaciones del Tesoro a diez años más 200 puntos básicos. No obstante, para el año 2013 y hasta la fecha de entrada en vigor del Real Decreto Ley, las retribuciones aprobadas en la Orden IET/221/2013, de 14 de febrero, tendrán carácter definitivo, y para el resto del ejercicio se utilizará como tasa de retribución las Obligaciones del Tesoro a diez años más 100 puntos básicos.
• Se modifica el incentivo de inversión del mecanismo de pagos de capacidad, reduciéndose el importe de 26.000 a 10.000 euros/MW, pero ampliando el período durante el cual podrá percibirse al doble del tiempo que les restara actualmente hasta la finalización del plazo de diez años.
• Se contempla la posibilidad de revisión trimestral de los peajes de acceso con carácter excepcional cuando se produzcan circunstancias que afecten de modo relevante a los costes regulados o los parámetros utilizados en su cálculo.

Junto con las disposiciones anteriores, el Gobierno inició en julio la tramitación del resto de desarrollos reglamentarios, que hacen referencia a las actividades de transporte, distribución,

generación en los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE), renovables, autoconsumo, pagos de capacidad, así como a aspectos de comercialización y del suministro.

Estos desarrollos pendientes, incluyen, entre otros aspectos, la posibilidad de cierre temporal de instalaciones (hibernación) bajo estrictos criterios de garantía de seguridad de suministro, medidas para disminuir el coste de producción eléctrica en los Sistemas Eléctricos Extrapeninsulares e Insulares (SEIE) o el establecimiento de incentivos para el desarrollo de las energías renovables en Islas Canarias y Baleares. En relación con los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE), la propuesta de Real Decreto en tramitación establece un esquema similar al actual, si bien se modifican determinados aspectos de los costes con la finalidad de mejorar la eficiencia del sistema; la metodología planteada sería de aplicación desde 2014, contemplándose un período transitorio para 2012 y 2013; igualmente, se desarrollan o recogen aspectos ya contenidos en la Ley 17/2013, de 29 de octubre, para la garantía de suministro e incremento de la competencia en estos sistemas, antes mencionada.

Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

Con fecha 5 de junio de 2013 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado esta Ley, por la que se crea la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), por medio del cual se agrupan en este único ente otros organismos reguladores preexistentes, en concreto: la Comisión Nacional de Energía, la Comisión del Mercado de las Telecomunicaciones, la Comisión Nacional de la Competencia, el Comité de Regulación Ferroviaria, la Comisión Nacional del Sector Postal, la Comisión de Regulación Económica Aeroportuaria y el Consejo Estatal de Medios Audiovisuales.

De este modo, el Gobierno persigue que las funciones de supervisión regulatoria y de defensa de la competencia se integren en una única institución, al objeto de que se simplifiquen estructuras y se maximicen economías de escala.

Esta Comisión se configura como un organismo público, con personalidad jurídica propia y plena independencia del Gobierno, de las Administraciones Públicas y de los agentes del mercado. Está adscrita al Ministerio de Economía y Competitividad, sin perjuicio de su relación con los otros Ministerios competentes por razón de la materia en el ejercicio de sus funciones.

El Consejo se compondrá de diez miembros con un mandato de seis años improrrogables, incluyendo un Presidente y un Vicepresidente, siendo los miembros nombrados por el Gobierno, a propuesta del Ministro de Economía y Competitividad, previa comparecencia de la persona propuesta ante la Comisión de Economía y Competitividad del Congreso. Asimismo, se ha reconocido al Congreso capacidad de veto, que deberá ser por mayoría absoluta de la Comisión correspondiente.

El Consejo constará de dos salas, una dedicada a temas de competencia, presidida por el Presidente, y otra dedicada a Supervisión Regulatoria, presidida por el Vicepresidente. Cada sala estará compuesta por cinco miembros cuya composición será rotatoria.

Como se ha indicado anteriormente, la nueva Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) asume las funciones hasta ahora desarrolladas por la Comisión Nacional de Energía (CNE), si bien parte de dichas funciones pasarán a ser realizadas directamente por el Ministerio de Industria, Energía y Turismo, tales como la liquidación de los costes del Sistema Eléctrico o aspectos asociados a determinadas inspecciones.

La fecha de puesta en funcionamiento de la nueva Comisión se ha establecido en el 7 de octubre de 2013.

Tarifa eléctrica para 2013.

Tras la celebración de la correspondiente subasta, la Resolución de 27 de diciembre de 2012 de la Dirección General de Política Energética y Minas ha revisado la Tarifa de Último Recurso (TUR) para el primer trimestre de 2013, incrementándola un 3%.

Tras la celebración de la correspondiente subasta, la Resolución de 25 de marzo de 2013 de la Dirección General de Política Energética y Minas ha revisado la Tarifa de Último Recurso (TUR) para el segundo trimestre de 2013, reduciéndola un 6,6%.

Del mismo modo, la Resolución de 26 de junio de 2013 de la Dirección General de Política Energética y Minas ha revisado la Tarifa de Último Recurso (TUR) para el tercer trimestre de 2013, incrementándola en un 1,3%.

En cumplimiento con el mandato establecido en el Real Decreto Ley 9/2013 antes citado, con fecha 3 de agosto de 2013 se ha publicado la Orden IET/1491/2013, de 1 de agosto, por la que se revisan los peajes de acceso, incrementándolos un 6,8% de media. Se ha revisado igualmente la Tarifa de Último Recurso (TUR), resultando un aumento del 3,1%.

Finalmente, y tras la celebración de la correspondiente subasta, la Resolución de 24 de septiembre de 2013 de la Dirección General de Política Energética y Minas ha revisado la Tarifa de Último Recurso (TUR) para el cuarto trimestre de 2013, incrementándola en torno a un 3%.

Por otro lado, con fecha 14 de enero de 2013 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado el Real Decreto 1718/2012, de 28 de diciembre, por el que se determina el procedimiento para realizar la lectura y facturación de los suministros de energía en baja tensión con potencia contratada no superior a 15 kW. De acuerdo con este Real Decreto, la facturación para los clientes acogidos a la Tarifa de Último Recurso (TUR) se realizará de forma bimestral desde el 1 de abril de 2013, basada en lecturas reales.

Tarifa eléctrica para 2014.

El pasado 19 de diciembre de 2013 se celebró la vigesimoquinta subasta CESUR (Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso) para la determinación del coste de la energía a integrar en el cálculo del precio voluntario al pequeño consumidor (PVPC), que sustituye a la actual Tarifa de Último Recurso (TUR). Tras la subasta, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) emitió con fecha 20 de diciembre un pronunciamiento en el que declaraba que no procedía validar los resultados de la subasta por la concurrencia de circunstancias atípicas durante su desarrollo y por haberse realizado en un contexto energético que considerado no extrapolable al primer trimestre de 2014. En consecuencia, y de acuerdo con lo establecido en la normativa, la subasta ha quedado anulada a todos los efectos.

De acuerdo con ello, mediante Resolución de 20 de diciembre de 2013, de la Secretaría de Estado de Energía, se ha establecido que el precio resultante de la vigesimoquinta subasta CESUR (Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso) no debe ser considerado en la determinación del coste estimado de los contratos mayoristas, al haber quedado anulada a todos los efectos.

Con fecha 28 de diciembre de 2013 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado el Real Decreto Ley 17/2013, de 27 de diciembre, por el que se determina el precio de la energía eléctrica en los contratos sujetos al precio voluntario para el pequeño consumidor en el primer trimestre de 2014. Este Real Decreto Ley ha fijado los precios de los productos base y punta necesarios para el cálculo del coste de la energía a incluir en el Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) considerando las referencias de precios públicos del Operador del Mercado Ibérico a Plazo (OMIP) correspondientes a la cotización de los contratos Q1-14 en base y en punta en los seis últimos meses de negociación disponibles a fecha de aprobación del Real Decreto Ley 17/2013, de 27 de diciembre. Fruto de ello, ha resultado una modificación del Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) a partir del 1 de enero de 2014, considerando constantes los peajes, del 1,4%, que ha sido aprobada mediante Resolución de 30 de diciembre de 2013. Por otro lado, el Real Decreto Ley 17/2013, de 27 de diciembre, establece igualmente que se reconocerán a los comercializadores de referencia los desvíos entre los precios en él establecidos y el precio del mercado, que serán incorporados en el cálculo del Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) del trimestre siguiente.

Con fecha 1 de febrero se ha publicado la Orden IET/107/2014, de revisión de peajes de acceso para 2014, que se incrementan de media desde 1 de febrero en torno a un 2%. Esta Orden contempla una anualidad para la recuperación del déficit previsto para 2013, así como la inclusión con cargo a los peajes de acceso de 2013 de la compensación de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) de dicho ejercicio que no son financiados finalmente por los Presupuestos Generales del Estado, todo ello conforme a lo establecido en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. Del mismo modo, se ha revisado el Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), de modo que su incremento medio tras el Real Decreto Ley 17/2013, de 27 de diciembre, y la Orden IET/107/2014, de 31 de enero, respecto a los vigentes a 31 de diciembre de 2013, es de un 2% aproximadamente.

Tarifa de gas natural para 2013.

La Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre, ha revisado los peajes de acceso a partir de 1 de enero, siendo el incremento general de los mismos del 1%, y la Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de 28 de diciembre de 2012 aprobó una reducción de la TUR.1 y TUR.2 del 2,5% y 3,7%, respectivamente.

Tarifa de gas natural para 2014.

La Orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre, ha revisado los peajes de acceso a partir de 1 de enero, siendo el incremento general de los mismos en torno al 2%, habiéndose mantenido sin cambios relevantes las Tarifas de Último Recurso (TUR), aprobadas mediante Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de 26 de diciembre de 2012.

4.2. Latinoamérica.

Las legislaciones de Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Perú permiten la participación de capitales privados en el sector eléctrico, defienden la libertad de competencia para la actividad de generación y definen criterios para evitar que determinados niveles de concentración económica y/o prácticas de mercado conlleven un deterioro de la misma, tal y como se indica en el apartado "Límites a la integración y concentración".

A continuación se explican las principales características de la regulación de los distintos países de Latinoamérica en los que ENDESA opera para cada uno de los negocios.

Generación.

Respecto del negocio de generación eléctrica, se puede señalar que, salvo Argentina, en el resto de países existen mercados más o menos liberalizados en los que, sobre los planes indicativos de las autoridades, los agentes privados adoptan libremente las decisiones de inversión. Sin embargo, en Argentina, en los últimos años ha ido variando su política energética hacia un marco más intervencionista en el que los nuevos proyectos de inversión han venido determinados por la posibilidad de los agentes de cobrar sus deudas provenientes de la venta de energía y también por programas para incentivar nuevas inversiones. En todos los países la coordinación de la operación se realiza de manera centralizada, donde un operador independiente coordina el despacho de carga. El despacho centralizado que busca garantizar el abastecimiento de la demanda a mínimo coste para el Sistema se hace con base en costes variables de producción térmica auditados, a excepción de Colombia, donde se basa en precios ofertados por los agentes. A partir de este despacho se determina el coste marginal de generación que define el precio para las transacciones "spot".

También en todos los países los agentes de generación están habilitados para vender su energía mediante contratos en el mercado regulado o en el mercado libre y traspasar sus excedentes/déficit a través del mercado "spot". El mercado libre apunta al segmento de grandes usuarios, aunque los límites que definen tal condición varían en cada mercado. En el apartado "Mercado de clientes no regulados", se detallan estos límites.

Las principales diferencias entre los mercados aparecen en la forma de regular las ventas de energía entre generadores y distribuidoras y en cómo se define el precio regulado para la formación de tarifas a usuarios finales.

Cabe señalar que, en la actualidad, Argentina tiene intervenida la formación de precios desde que se produjo la crisis de 2002 y, por ende, no está aplicando el esquema marginalista. En Argentina, inicialmente la normativa contemplaba que el precio de venta de generadores a distribuidoras se obtenía de un cálculo centralizado del precio "spot" promedio previsto para los próximos seis meses. Sin embargo, después de la crisis del año 2002, la autoridad ha fijado de manera arbitraria ese precio, interviniendo el sistema marginalista y provocando un desfase entre los costes reales de generación y el pago que realiza la demanda a través de las distribuidoras. En este contexto, el Gobierno anunció en 2012 su intención de modificar el actual marco regulatorio, para desarrollar durante 2013-14 un sistema remuneratorio basado en un esquema de coste medio. En 2012 y durante el período transitorio hasta la aprobación del nuevo modelo, ENDESA Costanera, S.A. suscribió un Acuerdo para la implementación de un plan de inversiones y pago de contratos de mantenimiento en las unidades de generación, por un valor de aproximadamente 304 millones de dólares estadounidenses (equivalente a 230 millones de euros) con el compromiso de una mejora de la disponibilidad y capacidad operacional de la central. Posteriormente, el 26 de marzo de 2013 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 95/2013, que establece un nuevo marco regulatorio para la generación eléctrica, basado en un esquema que paga los costes fijos, los costes variables y contempla una remuneración adicional. El nuevo marco regulatorio establece también que la gestión de los combustibles y la gestión del mercado a término es responsabilidad de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), una vez vencidos los contratos vigentes.

En Brasil, el precio regulado de compra para la formación de tarifas a usuarios finales se basa en los precios medios de las licitaciones, existiendo procesos independientes de licitación de energía existente y de energía nueva. Estos últimos contemplan contratos de largo plazo en el que los nuevos proyectos de generación deben cubrir los crecimientos de demanda previstos por las distribuidoras. Las licitaciones de energía existente consideran plazos de contratación menores y buscan cubrir las necesidades de contratación de las distribuidoras que surgen del vencimiento de contratos previos. Cada proceso de licitación es coordinado centralizadamente, la autoridad define precios máximos y, como resultado, se firman contratos donde todas las distribuidoras participantes en el proceso compran a prorrata a cada uno de los generadores oferentes.

En Chile, a partir de 2010, con la promulgación de la Ley 20.018, el precio de transferencia entre las empresas generadoras y distribuidoras corresponde al resultado de las licitaciones que éstas lleven a cabo en un proceso regulado. Las empresas distribuidoras deben disponer del suministro permanentemente para el total de su demanda proyectada a tres años, para lo cual se deben realizar licitaciones públicas de largo plazo.

Las distribuidoras en Colombia tienen libertad para decidir su suministro, pudiendo definir las condiciones de los procesos de licitación pública para adquirir la energía requerida para el mercado regulado y están habilitadas para comprar energía en el mercado "spot". El precio que paga el usuario final refleja un promedio del precio de compra. Por lo general son contratos de corta duración y que oscilan entre 2 a 3 años. Desde 2004, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) está trabajando en una propuesta para modificar la operativa de contratación en el mercado colombiano, denominado Mercado Organizado Regulado (MOR), que pasaría a ser un sistema electrónico de contratos. Este mecanismo reemplazaría las licitaciones actuales por subastas de energía con condiciones comerciales estandarizadas, en donde la demanda a contratar se trataría como una única demanda agregada.

En Perú, al igual que en Chile, las distribuidoras tienen obligación de contratar su aprovisionamiento de energía y en 2007 se modificó la legislación para permitir la realización de licitaciones de energía a partir de los requerimientos de éstas. En las licitaciones, la autoridad aprueba las bases de licitación y define en cada proceso el precio máximo.

Energías renovables.

En materia de energías renovables en todos los países existe algún tipo de normativa que promueve y, a veces, hasta obliga la incorporación de energía renovable no convencional. Este es el caso de Chile, que en abril de 2008 aprobó la Ley 20.257, que incentiva el uso de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC). La Ley obliga a los generadores a que, al menos, un 5% de su energía comercializada con clientes provenga de estas fuentes renovables, entre 2010 y 2014, aumentando progresivamente en 0,5% desde el ejercicio 2015 hasta el 2024, donde se alcanzará un 10%. Esta Ley ha sido recientemente modificada por la Ley 20.698 promulgada el 14 de octubre de 2013. La nueva normativa aprobada establece para el año 2025 una cuota obligatoria de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) del 20% sobre la matriz eléctrica, respetando la senda de retiros contemplada en la Ley anterior para los contratos vigentes a julio de 2013, es decir, para los contractos firmados entre 2007 y julio de 2013, el objetivo es del 10% en 2024, mientras que para aquellos firmados después será del 20% en 2025.

En Brasil, la Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) también realiza las subastas por tecnología teniendo en consideración el plan de expansión fijado por la entidad encargada de la planificación de manera que se alcance el valor de capacidad de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) fijado como meta.

En Colombia, actualmente existe una senda indicativa para el Sistema Energético Nacional del 3,5% en 2015 y del 6,5% en 2020. No obstante, estas previsiones se encuentran en revisión, pues está en tramitación parlamentaria un proyecto de ley que regula la integración de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) al Sistema Energético Nacional para fomentar el ahorro y la eficiencia energética.

En Perú existe un porcentaje objetivo máximo del 5% para el período 2008-2013, como participación de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) en la matriz energética del país y la autoridad regulatoria, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), realiza subastas discriminatorias para cumplirlas. Este objetivo no se ha cumplido, aun cuando la normativa prevé su revisión cada cinco años.

Distribución.

En los cinco países en los que ENDESA opera, el precio de venta a clientes se basa en el precio de compra a generadores más un componente asociado al valor agregado de la actividad de distribución y algunos tributos y tasas. Periódicamente, el regulador fija este valor a través de procesos de revisión de tarifas de distribución. De esta forma, la actividad de distribución es una actividad esencialmente regulada.

En Argentina, la primera revisión de tarifas de Empresa Distribuidora Sur, S.A. estaba prevista para el año 2002, pero la misma fue suspendida por la autoridad por la crisis económicofinanciera del país, lo que supuso que las tarifas estuvieron congeladas a partir de ese año. En el año 2007 entró en vigor el Acta Acuerdo de Renegociación del Contrato de Concesión, aplicándose un incremento tarifario de transición. En 2008, se aplicó otro incremento tarifario, derivado de la aplicación de un coeficiente de inflación semestral. Y desde noviembre de 2012 se aplica un cargo tarifario de aproximadamente 82 millones de dólares estadounidenses anuales (equivalente a 62 millones de euros), que representa un incremento del Valor Agregado de Distribución (VAD) del 40%, destinado a financiar inversiones y mantenimiento correctivo a través de un fideicomiso. Aún cuando queda pendiente de realizar la Revisión Tarifaria Integral (RTI), en mayo de 2013 se publicó la Resolución SE N° 250/13 de la Secretaría de Energía del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, que autorizó la compensación de la deuda que Empresa Distribuidora Sur, S.A. registra por concepto de los ingresos derivados de la aplicación del Programa de Uso Racional de la Energía Eléctrica (PUREE) hasta febrero de 2013, con el crédito a favor que surge del reconocimiento del Mecanismo de Monitoreo de Costos (MMC) por los períodos semestrales comprendidos entre mayo de 2007 y febrero de 2013. Adicionalmente, la Resolución instruyó a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) a emitir a favor de Empresa Distribuidora Sur, S.A las denominadas "Liquidaciones de Venta con Fecha de Vencimiento a Definir", por los valores excedentes de la compensación mencionada, y autorizó a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) a recibir estas liquidaciones como parte de pago de las deudas de Empresa Distribuidora Sur, S.A. Esta Resolución SE N° 250/13, ha sido complementada y extendida hasta septiembre del 2013, según la Nota SE N° 6852/2013, emitida el 6 de noviembre de 2013.

El 12 de julio de 2012, el Ente Regulador del Sector Eléctrico (ENRE) designó temporalmente un "veedor" en Empresa Distribuidora Sur, S.A. cuyo cargo por 45 días hábiles fue prorrogado por cinco períodos sucesivos de la misma duración, con el fin de fiscalizar y controlar todos los actos de administración de la Compañía. La designación de la figura del "veedor" no supone la pérdida del control de la compañía por parte de ENDESA. La Resolución del Ente Regulador del Sector Eléctrico (ENRE) 243/13, aumentó el plazo de la misma de 45 días hábiles prorrogables a 90 días hábiles prorrogables. La designación de la figura del veedor ha recaído hasta el 30 de enero de 2014 en la persona del Vicepresidente del Ente Regulador del Sector Eléctrico (ENRE). Sin embargo, la Resolución del Ente Regulador del Sector Eléctrico (ENRE) 31/2014 le releva en el cargo y designa a su Presidente como nuevo veedor por otros 90 días hábiles prorrogables (hasta el 19 de junio de 2014), con obligación de elevar al Directorio del Ente Regulador del Sector Eléctrico (ENRE) informes de periodicidad mensual.

En Brasil, existen tres tipos de modificación tarifaria: (i) Revisiones periódicas, las cuales se realizan según lo establecido en los contratos de concesión (en Companhia Energética do Ceará, S.A. cada cuatro años y en Ampla Energia e Serviços, S.A. cada cinco años); (ii) Reajuste anual por inflación; y (iii) Revisiones extraordinarias, cuando se producen eventos relevantes que pueden alterar el equilibrio económico financiero de las distribuidoras.

Actualmente se encuentra vigente el tercer ciclo de revisiones periódicas de tarifas de distribución. La revisión tarifaria periódica de Companhia Energética do Ceará, S.A. se realizó en 2012 para el período 2011-2015 y fue aplicada desde el 22 de abril de 2012, con cálculo retroactivo a abril de 2011. Actualmente, Ampla Energia e Serviços, S.A. se encuentra en proceso de revisión periódica de tarifas para el período 2014-2019, proceso que deberá terminar antes del 15 de marzo de 2014. En septiembre de 2012 el Gobierno aprobó la Medida Provisoria 579, uno de cuyos objetivos fue reducir algunos gravámenes y recargos especiales de la tarifa eléctrica que pagaba el cliente final, y que, en adelante, serán cubiertos con presupuesto estatal. En enero de 2013, la Medida Provisoria se convirtió en la Ley 12.783, que dio origen a la realización de Revisiones Tarifarias Extraordinarias con un promedio de reducción del 18% en todo el país. Para Ampla Energia e Serviços, S.A. y Companhia Energética do Ceará, S.A. esta reducción tarifaria tuvo efecto desde final de enero hasta abril de 2013 (momento en el cual entraron en vigor los reajustes anuales respectivos). Los últimos reajustes anuales para Ampla Energia e Serviços, S.A. y para Companhia Energética do Ceará, S.A. fueron realizados por la Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) en abril de 2013.

El 8 de marzo de 2013 se ha publicado en el Diario Oficial el Decreto Presidencial 7.945/2013, que autoriza el traspaso de recursos del Gobierno hacia las distribuidoras para el pago de parte de los costes adicionales que están soportando las sociedades distribuidoras derivados del despacho de generación térmica y de la exposición contractual en el mercado spot. Respecto a los costes adicionales que no recibirán la compensación inmediata del Gobierno, éstos serán recuperados a través de la tarifa tal y como prevé la reglamentación. Igualmente, estos costes adicionales podrán ser recibidos también a través de la tarifa o por nuevos traspasos de recursos, según definición de la Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), en los respectivos reajustes tarifarios.

En Chile, el Valor Agregado de Distribución (VAD) se establece cada cuatro años. Para ello, el organismo regulador, la Comisión Nacional de Energía (CNdE), clasifica a las compañías de acuerdo a áreas típicas que agrupan a las empresas con costes de distribución similares. El retorno sobre la inversión de una distribuidora está acorde con la tasa regulada por la Ley, 10% real antes de impuestos, pero depende de su desempeño en relación con los estándares de la empresa modelo para cada área típica definida por el regulador. Durante 2012 y 2013 se realizó la última revisión de tarifas de distribución y, resultado de la misma, el 2 de abril de 2013 se promulgó en el Diario Oficial el Decreto que establece las fórmulas tarifarias aplicables a los usuarios regulados de Chilectra, S.A. El Decreto prevé una rebaja efectiva de las tarifas del 4,5%, principalmente debido a ganancias de eficiencia, entre otros aspectos. Las nuevas tarifas serán de aplicación retroactiva desde el 4 de noviembre de 2012. El siguiente proceso de fijación de tarifas corresponderá realizarse en 2016, para el período 2016-2020.

Además, con fecha 9 de abril de 2013 se ha publicado el Decreto que establece las tarifas de subtransmisión aplicables también a Chilectra, S.A., que se encontraba pendiente. Las nuevas tarifas no tienen impacto y son de aplicación retroactiva desde el 1 de enero de 2011.

De acuerdo con la Ley 142 de 1994, las tarifas de distribución en Colombia se revisan cada cinco años, con ajustes mensuales por inflación. Desde 1997 ha habido tres revisiones tarifarias y en 2014 deberá entrar en vigor una nueva revisión, la cuarta. La tasa regulada en la última revisión tarifaria acaecida en 2008 fue del 13,9% real antes de impuestos y la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ya ha anunciado que revisará la aplicación de las variables utilizadas para el cálculo de la tasa media ponderada (Weighted Average Cost of Capital o WACC), los inventarios y costes de las Unidades Constructivas, y el esquema de calidad vigente, entre otros. Se espera la publicación de la propuesta definitiva en el cuarto trimestre de 2014. Igualmente, cada cinco años deben revisarse las tarifas o cargos de comercialización que recogen los costes de operación de lectura del medidor, la atención al cliente, compras de energía, y un margen regulado asociado al negocio minorista. Estas tarifas de comercialización no han sido todavía revisadas desde 1998 y también se espera para 2014 la revisión de estos cargos.

En Perú se realiza un proceso de determinación del Valor Agregado de Distribución (VAD) cada cuatro años, utilizando igualmente la metodología de empresa modelo según área típica y con una tasa regulada real antes de impuestos del 12%. Durante 2013 se ha llevado a cabo el proceso de fijación tarifaria del Valor Agregado de Distribución (VAD) y cargos fijos. De esta forma, el 16 de octubre de 2013 el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN) publicó la Resolución 203/2013 que fija las tarifas de distribución de Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte, S.A.A. para el período noviembre 2013 a octubre 2017. La Resolución contempla un incremento del Valor Agregado de Distribución (VAD) de Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte, S.A.A. del 1,2% respecto al Valor Agregado de Distribución (VAD) vigente anterior.

Línea de Interconexión Argentina y Brasil.

Con fecha 5 de abril de 2011 se publicaron en el Diario Oficial las Portarías Ministeriales 210/2011 y 211/2011 que equipararon a las dos líneas de interconexión de la Compañía de Interconexión Energética, S.A. a concesiones de servicio público, con pago de un peaje regulado. La Receita Anual Permitida (RAP) es reajustada anualmente, en el mes de junio, por el Índice Nacional de Precios al Consumidor Amplio (IPCA) con revisiones tarifarias cada cuatro años. Se definió una Base de Remuneración Bruta de 1760 millones de reales brasileños (equivalente a 651 millones de euros) y una Base Neta de 1.160 millones de reales brasileños (equivalente a 429 millones de euros). En 2012, la Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) autorizó la implementación de refuerzos en las instalaciones de transmisión, reconociendo una inversión adicional de 47 millones de reales brasileños (17 millones de euros), en la Base de Remuneración. La tasa de remuneración aplicable fue definida según la reglamentación vigente en el 7,24% (real después de impuestos). El plazo de la autorización es hasta junio de 2020, para la Línea 1, y hasta julio de 2022, para la Línea 2, con previsión de indemnización de las inversiones no amortizadas.

Mercado de clientes no regulados.

En todos los países las distribuidoras pueden realizar suministro a sus clientes bajo la modalidad regulada o bajo condiciones libremente pactadas. Los límites para el mercado no regulado en cada país son los siguientes:

País	kW Mínimos
Argentina	> 30 kW
Brasil	> 3.000 kW o > 500 kW (*)
Chile	> 500 kW (**)
Colombia	> 100 kW o 55 MWh-mes
Perú	> 200 kW (***)

(*) En Brasil, el límite > 500 kW se aplica si se compra energía proveniente de fuentes renovables, las cuales son incentivadas por el Gobierno mediante descuento de peajes.

(**) En Chile, los clientes entre 500 y 2.000 kW pueden optar entre mercado regulado o libre. Los mayores de 2.000 kW necesariamente son clientes libres.

(***) En Perú, en abril de 2009 se estableció que los clientes entre 200 y 2.500 kW pueden optar entre mercado regulado o libre.

Límites a la integración y concentración.

En general, en todos los países existe una legislación de defensa de la libre competencia, que junto con la normativa específica aplicable en materia eléctrica definen criterios para evitar determinados niveles de concentración económica y/o prácticas abusivas de mercado.

En principio, se permite la participación de las empresas en diferentes actividades (generación, distribución, comercialización) en la medida que exista una separación adecuada de las mismas, tanto contable como societaria. No obstante, en el sector de transporte es donde se suelen imponer las mayores restricciones, principalmente por su naturaleza y por la necesidad de garantizar el acceso adecuado a todos los agentes. En efecto, en Argentina, Chile y Colombia hay restricciones específicas para que las compañías generadoras o distribuidoras puedan ser accionistas mayoritarias de empresas transportistas.

En cuanto a la concentración en un sector específico, en Argentina no se establece límites específicos a la integración vertical u horizontal, sin embargo los cambios accionarios de las compañías deben ser autorizados por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE). En el caso de Brasil, con los cambios en el sector eléctrico derivados de la Ley Nº 10.848/2004 y del Decreto Nº 5.163/2004, la Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), fue gradualmente eliminando los límites a la concentración, por no ser más compatible con el entorno regulatorio vigente, pero manteniendo la separación vertical de las actividades (una distribuidora sólo puede prestar el servicio de distribución). En Chile tampoco se establecen límites cuantitativos específicos a la integración vertical u horizontal, sin perjuicio de la normativa sobre libre competencia. En Colombia, ninguna empresa podrá tener directa o indirectamente, una participación superior al 25% en la actividad de comercialización o generación de electricidad. Adicionalmente, en Colombia aquellas empresas creadas con posterioridad a 1994 únicamente pueden desarrollar actividades complementarias de generación-comercialización y distribucióncomercialización. Finalmente, en Perú las integraciones están sujetas a autorización, de 5% en la vertical y 15% en la horizontal.

Acceso a la Red.

En todos los países el derecho de acceso y el peaje o precio de acceso es regulado por la autoridad.

5. Inmovilizado material.

A continuación se presenta el detalle del inmovilizado material a 31 de diciembre de 2013 y 2012, así como el movimiento en ambos ejercicios:

	31 de Diciembre de 2013
Inmovilizado Material en Explotación y en Curso	Coste	Amortización Acumulada	Pérdidas por Deterioro	Total Inmovilizado
Terrenos y Construcciones	1.141	(527)	(57)	557
Instalaciones de Generación Eléctrica:	35.303	(20.784)	(177)	14.342
Centrales Hidráulicas	10.091	(5.714)	(10)	4.367
Centrales Carbón/Fuel	9.822	(6.594)	(23)	3.205
Centrales Nucleares	9.794	(6.809)	(14)	2.971
Centrales de Ciclo Combinado	5.421	(1.628)	(130)	3.663
Renovables	175	(39)	-	136
Instalaciones de Transporte y Distribución:	24.869	(10.477)	(115)	14.277
Alta Tensión	1.301	(634)	(14)	653
Baja y Media Tensión, Equipos de Medida y Telecontrol y Otras Instalaciones	23.568	(9.843)	(101)	13.624
Otro Inmovilizado	976	(751)	-	225
Inmovilizado en Curso	2.652	-	-	2.652
TOTAL	64.941	(32.539)	(349)	32.053

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2012
Inmovilizado Material en Explotación y en Curso	Coste	Amortización Acumulada	Pérdidas por Deterioro	Total Inmovilizado
Terrenos y Construcciones	1.217	(533)	(78)	606
Instalaciones de Generación Eléctrica:	36.749	(20.594)	(188)	15.967
Centrales Hidráulicas	11.080	(6.054)	(10)	5.016
Centrales Carbón/Fuel	9.890	(6.411)	(27)	3.452
Centrales Nucleares	10.053	(6.581)	(14)	3.458
Centrales de Ciclo Combinado	5.544	(1.517)	(137)	3.890
Renovables	182	(31)	-	151
Instalaciones de Transporte y Distribución:	25.517	(10.865)	(152)	14.500
Alta Tensión	1.507	(695)	(11)	801
Baja y Media Tensión, Equipos de Medida y Telecontrol y Otras Instalaciones	24.010	(10.170)	(141)	13.699
Otro Inmovilizado	1.047	(779)	-	268
Inmovilizado en Curso	2.765	-	-	2.765
TOTAL	67.295	(32.771)	(418)	34.106

Inmovilizado Material en Explotación y en Curso	Saldo a 31/12/2012	Incorporaciones/ Reducciones Sociedades	Inversiones (Nota 5.1)	Bajas	Traspasos y Otros (*)	Diferencias de Conversión	Saldo a 31/12/2013
Terrenos y Construcciones	1.217	-	2	(10)	(5)	(63)	1.141
Instalaciones de Generación Eléctrica:	36.749	-	64	(107)	205	(1.608)	35.303
Centrales Hidráulicas	11.080	-	1	(11)	69	(1.048)	10.091
Centrales Carbón/Fuel	9.890	-	25	(64)	214	(243)	9.822
Centrales Nucleares	10.053	-	35	(31)	(263)	-	9.794
Centrales de Ciclo Combinado	5.544	-	3	(1)	169	(294)	5.421
Renovables	182	-	-	-	16	(23)	175
Instalaciones de Transporte y Distribución:	25.517	-	-	(735)	1.028	(941)	24.869
Alta Tensión	1.507	-	-	(14)	5	(197)	1.301
Baja y Media Tensión , Equipos de Medida y Telecontrol y Otras Instalaciones	24.010	-	-	(721)	1.023	(744)	23.568
Otro Inmovilizado	1.047	-	21	(32)	(1)	(59)	976
Inmovilizado en Curso	2.765	-	1.782	(2)	(1.625)	(268)	2.652
TOTAL	67.295	-	1.869	(886)	(398)	(2.939)	64.941

(*) Incluye las provisiones por costes de cierre de las instalaciones (véase Nota 17.3).

Millones de Euros

Amortización Acumulada y Pérdidas por Deterioro	Saldo a 31/12/2012	Incorporaciones/ Reducciones Sociedades	Dotaciones (*) (Nota 31)	Bajas	Traspasos y Otros	Diferencias de Conversión	Saldo a 31/12/2013
Terrenos y Construcciones	(611)	-	3	8	(2)	18	(584)
Instalaciones de Generación Eléctrica:	(20.782)	-	(1.064)	106	5	774	(20.961)
Centrales Hidráulicas	(6.064)	-	(195)	11	2	522	(5.724)
Centrales Carbón/Fuel	(6.438)	-	(343)	64	(3)	103	(6.617)
Centrales Nucleares	(6.595)	-	(268)	31	9	-	(6.823)
Centrales de Ciclo Combinado	(1.654)	-	(248)	-	-	144	(1.758)
Renovables	(31)	-	(10)	-	(3)	5	(39)
Instalaciones de Transporte y Distribución:	(11.017)	-	(764)	728	1	460	(10.592)
Alta Tensión	(706)	-	(46)	8	1	95	(648)
Baja y Media Tensión, Equipos de Medida y Telecontrol y Otras Instalaciones	(10.311)	-	(718)	720	-	365	(9.944)
Otro Inmovilizado	(779)	-	(43)	33	1	37	(751)
TOTAL	(33.189)	-	(1.868)	875	5	1.289	(32.888)

(*) Incluye reversión por pérdidas por deterioro por importe de 2 millones de euros (véase Nota 31).

Inmovilizado Material en Explotación y en Curso	Saldo a 31/12/2011	Incorporaciones/ Reducciones Sociedades	Inversiones (Nota 5.1)	Bajas	Traspasos y Otros (*)	Diferencias de Conversión	Saldo a 31/12/2012
Terrenos y Construcciones	1.121	-	1	(14)	100	9	1.217
Instalaciones de Generación Eléctrica:	34.495	-	114	(83)	1.820	403	36.749
Centrales Hidráulicas	10.792	-	-	(10)	(98)	396	11.080
Centrales Carbón/Fuel	8.991	-	41	(28)	874	12	9.890
Centrales Nucleares	9.181	-	43	(28)	857	-	10.053
Centrales de Ciclo Combinado	5.361	-	30	(17)	186	(16)	5.544
Renovables	170	-	-	-	1	11	182
Instalaciones de Transporte y Distribución:	24.484	-	3	(242)	1.123	149	25.517
Alta Tensión	1.891	-	-	-	(388)	4	1.507
Baja y Media Tensión, Equipos de Medida y Telecontrol y Otras Instalaciones	22.593	-	3	(242)	1.511	145	24.010
Otro Inmovilizado	1.049	-	28	(26)	(4)	-	1.047
Inmovilizado en Curso	3.091	-	2.008	-	(2.403)	69	2.765
TOTAL	64.240	-	2.154	(365)	636	630	67.295

(*) Incluye las provisiones por costes de cierre de las instalaciones (véase Nota 17.3).

Millones de Euros

Amortización Acumulada y Pérdidas por Deterioro	Saldo a 31/12/2011	Incorporaciones/ Reducciones Sociedades	Dotaciones (*) (Nota 31)	Bajas	Traspasos y Otros	Diferencias de Conversión	Saldo a 31/12/2012
Terrenos y Construcciones	(532)	-	(95)	13	2	1	(611)
Instalaciones de Generación Eléctrica:	(19.589)	-	(1.158)	83	51	(169)	(20.782)
Centrales Hidráulicas	(5.707)	-	(223)	10	31	(175)	(6.064)
Centrales Carbón/Fuel	(6.130)	-	(365)	28	34	(5)	(6.438)
Centrales Nucleares	(6.292)	-	(317)	28	(14)	-	(6.595)
Centrales de Ciclo Combinado	(1.441)	-	(243)	17	1	12	(1.654)
Renovables	(19)	-	(10)	-	(1)	(1)	(31)
Instalaciones de Transporte y Distribución:	(10.444)	-	(749)	239	(9)	(54)	(11.017)
Alta Tensión	(801)	-	(50)	-	153	(8)	(706)
Baja y Media Tensión, Equipos de Medida y Telecontrol y Otras Instalaciones	(9.643)	-	(699)	239	(162)	(46)	(10.311)
Otro Inmovilizado	(771)	-	(44)	25	10	1	(779)
TOTAL	(31.336)	-	(2.046)	360	54	(221)	(33.189)

(*) Incluye pérdidas por deterioro por importe de 152 millones de euros (véase Nota 31).

Los saldos de inmovilizado incluyen las participaciones en las comunidades de bienes que se detallan a continuación:

Millones de Euros

	% Participación	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Central Nuclear Vandellós II, C.B.	72%	925	959
Central Nuclear Ascó II, C.B.	85%	695	706
Central Nuclear de Almaraz I, C.B.	36%	175	183
Central Nuclear de Almaraz II, C.B.	36%	201	208
Central Térmica de Anllares, C.B.	33%	-	-
Saltos del Navia, C.B	50%	18	19

5.1. Información adicional de inmovilizado material.

Principales inversiones.

El detalle de las inversiones materiales, sin considerar las realizadas en inversiones inmobiliarias, realizadas durante los ejercicios 2013 y 2012 en las distintas áreas geográficas y negocios en que opera ENDESA es el siguiente:

Millones de Euros

	2013			2012
	Distribución			Distribución
	Generación	y	Otros	Total	Generación	y	Otros	Total
		Transporte				Transporte
España y Portugal	267	509	3	779	420	840	2	1.262
Latinoamérica	649	439	2	1.090	530	360	2	892
TOTAL	916	948	5	1.869	950	1.200	4	2.154

En el Negocio en España y Portugal, las inversiones de generación del ejercicio 2013 se corresponden en su mayor parte con inversiones realizadas sobre centrales que ya estaban en funcionamiento a 31 de diciembre de 2012. Por lo que respecta a las inversiones de distribución, corresponden a extensiones de la red, así como a inversiones destinadas a optimizar el funcionamiento de la misma, con el fin de mejorar la eficiencia y el nivel de calidad del servicio. Asimismo, incluyen la inversión en la instalación masiva de contadores inteligentes de telegestión y los sistemas para su operación.

Por lo que respecta al Negocio en Latinoamérica, en el ejercicio 2013 ha continuado el avance en la construcción de la central hidráulica de El Quimbo en Colombia (400 MW) y del proyecto térmico de Talara en Perú (183 MW) habiéndose producido en éste último la puesta en funcionamiento en el segundo semestre del 2013.

Arrendamiento financiero.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, el inmovilizado material recoge 449 y 505 millones de euros, respectivamente, correspondientes al valor neto contable de activos que son objeto de contratos de arrendamiento financiero (véase Nota 18.1).

A 31 de diciembre de 2013, los pagos previstos y el valor actual de los pagos futuros derivados de dichos contratos son los siguientes:

Millones de Euros
Año	Valor Actual	Pagos Previstos
2014	20	41
2015	35	54
2016	31	49
2017 y Siguientes	359	530

A 31 de diciembre de 2012, los pagos previstos y el valor actual de los pagos futuros derivados de dichos contratos son los siguientes:

Millones de Euros

Año	Valor Actual	Pagos Previstos
2013	20	41
2014	34	51
2015	34	50
2016 y Siguientes	377	539

Con carácter general, aquellos contratos en los que se incluye opción de compra, ésta coincide con el importe establecido como última cuota.

Los activos objeto de arrendamiento financiero provienen principalmente de:

• ENDESA Generación, S.A.U.: corresponde a un contrato de "tolling" durante 25 años, del que restan 22 años, con Elecgas, S.A. (sociedad participada en un 50% por la propia ENDESA Generación, S.A.U. y consolidada por integración proporcional) por el que Elecgas, S.A. pone a disposición de ENDESA Generación, S.A.U. la totalidad de la capacidad de producción de la planta y se compromete a transformar el gas suministrado en energía eléctrica a cambio de un peaje económico que devenga una tasa del 9,62%. Se considera que el 50% de la planta es un arrendamiento financiero para ENDESA por la parte del contrato de "tolling" que corresponde al accionista de Elecgas, S.A. ajeno a ENDESA, mientras que el otro 50% es un activo propiedad de ENDESA a través de la consolidación del 50% de Elecgas, S.A.
• Empresa Nacional de Electricidad, S.A.: corresponde a un contrato por Líneas e Instalaciones de Transmisión Eléctrica (Ralco-Charrúa 2X220 kV), efectuado entre dicha empresa y Abengoa Chile S.A. Dicho contrato tiene una duración de 20 años, del que restan 10 años, y devenga intereses a una tasa anual de 6,5%.
• Edegel, S.A.A.: corresponde a contratos para financiar el proyecto de conversión de la planta termoeléctrica a ciclo combinado efectuado por la empresa y las Instituciones Financieras Banco de Crédito del Perú y BBVA - Banco Continental. Dichos contratos tienen una duración de 8 años y han devengado intereses a una tasa anual de Libor+2,5% durante el ejercicio 2012. A 31 de diciembre de 2012 sólo quedaba pendiente de ejercitar la opción de compra, la cual fue ejercitada en 2013. Asimismo, la empresa cuenta con un contrato, suscrito con Scotiabank, que financió la construcción de una nueva planta en ciclo abierto en la Central Santa Rosa. El plazo de dicho contrato es de 9 años, del que restan 3 años, y devenga intereses a una tasa anual de Libor+1,75% durante los ejercicios 2013 y 2012.
• Empresa Eléctrica de Piura, S.A.: corresponde a un contrato de arrendamiento financiero suscrito el 8 de julio de 2011 con el Banco de Crédito del Perú para financiar el proyecto "Reserva fría de generación" (Talara) hasta un importe igual a 110 millones de dólares estadounidenses (equivalente a 80 millones de euros). Dicho arrendamiento tiene un plazo de 9 años a una tasa fija en dólares estadounidenses del 5,8% y las amortizaciones son trimestrales y se iniciaron después de tres meses de la fecha de activación.

Arrendamiento operativo.

Los Estados del Resultado Consolidados de los ejercicios 2013 y 2012 recogen 59 y 86 millones de euros (véase Nota 30), respectivamente, correspondientes al devengo durante los citados ejercicios de los contratos de arrendamiento operativo de activos materiales en explotación.

ENDESA tiene arrendado el inmueble en el que se encuentra su sede social. Con fecha de 14 de febrero de 2013 han entrado en vigor las nuevas condiciones de renta y duración renegociadas durante 2012, que suponen prorrogar por 10 años adicionales el contrato existente (2013-2023). Asimismo, ENDESA actúa como arrendatario de diferentes inmuebles en los que se encuentran ubicadas diversas oficinas cuyo vencimiento oscila entre 1 y 9 años.

Por otra parte, ENDESA arrienda determinados equipos técnicos (entre otros, líneas y grupos electrógenos), cuyos contratos tienen una duración aproximada de 2 años y cuya renovación se negocia al vencimiento del contrato.

A 31 de diciembre de 2013, los pagos futuros derivados de dichos contratos son los siguientes:

Millones de Euros
Año	Importe
2014	50
2015	51
2016	36
2017 y Siguientes	232
TOTAL	369

A 31 de diciembre de 2012, los pagos futuros derivados de dichos contratos son los siguientes:

Millones de Euros

Año	Importe
2013	52
2014	46
2015	35
2016 y Siguientes	249
TOTAL	382

Medio Ambiente.

En el año 2013 las inversiones de ENDESA en actividades de medio ambiente han sido de 86 millones de euros (70 millones de euros en el ejercicio 2012), siendo la inversión acumulada al cierre de 2013 igual a 1.380 millones de euros (1.325 millones de euros al cierre del 2012).

Por lo que respecta a los gastos medioambientales, éstos han ascendido en 2013 a 130 millones de euros (142 millones de euros en 2012), de los que 53 millones de euros corresponden a la dotación de amortizaciones de las inversiones antes mencionadas (49 millones de euros en 2012).

Test de deterioro.

Como resultado de los test de deterioro realizados se dotaron provisiones en el ejercicio 2012 por importe de 152 millones de euros. En el ejercicio 2013 se incluye una reversión por importe de 2 millones de euros (véase Nota 31).

En 2012, las principales provisiones por este concepto fueron las correspondientes a la Central Nuclear Santa María de Garoña por importe de 60 millones de euros como consecuencia de la decisión tomada por el Consejo de Administración de Nuclenor, S.A. el 28 de diciembre de 2012 de cesar la actividad de dicha central ante el incremento de costes que supone la entrada en vigor de los impuestos recogidos en la Ley 15/2012, de 27 de diciembre (véase Nota 4.1), y a los activos de la actividad de minería en España por importe de 66 millones de euros debido al aumento en los costes futuros sobre los previstos anteriormente por las reducciones de las ayudas del Gobierno para los planes de reestructuración de la minería.

Central Nuclear de Santa María de Garoña.

Con fecha 5 de julio de 2013 el Ministerio de Industria, Energía y Turismo dictó la Orden que declara el cese definitivo de la explotación de la Central Nuclear Santa María de Garoña con efectos del día siguiente, 6 de julio de 2013. Dicha Orden se ha dictado al amparo de la Ley 15/1980, de 22 de abril, de Energía Nuclear y del Real Decreto 1836/1999, de 3 de diciembre, que aprueba el Reglamento sobre Instalaciones Nucleares y Radiactivas y en cumplimiento de la Orden ITC 1785/2009, de 3 de julio, que otorgó la renovación de la explotación de la central hasta el 6 de julio de 2013, fecha en la que debe cesar su explotación, aún cuando no existan razones de seguridad nuclear y protección radiológica que así lo exijan, habiendo sido invocadas por la empresa titular de la licencia de explotación razones exclusivamente económicas para no solicitar la renovación de la autorización de explotación en los términos establecidos en la Orden IET1453/2012, de 29 de junio.

La Orden se dicta por estrictas razones de aplicación normativa, al haber cesado la vigencia de la autorización de explotación que amparaba su funcionamiento, y al no haberse solicitado la renovación de la autorización de explotación por razones exclusivamente económicas, sin que concurran en ello razones de seguridad nuclear y/o protección radiológica.

Por otra parte, el Gobierno ha anunciado que ha aprobado, en la reunión del Consejo de Ministros de fecha 21 de febrero de 2014, un Real Decreto para la gestión responsable y segura del combustible nuclear gastado y los residuos radioactivos que, entre otros aspectos, modifica el Reglamento sobre instalaciones nucleares y radiactivas, de 1999, introduciendo la posibilidad de que, tras la declaración del cese de actividad de una instalación nuclear, su titular pueda solicitar la renovación de la autorización de explotación, salvo que existan razones de seguridad que lo impidan y siempre que no haya transcurrido más de un año desde la declaración del cese.

En consecuencia, la situación actual de la Central Nuclear de Santa María de Garoña, conforme a la Orden de 5 de julio de 2013 antes indicada, es la de cese definitivo de la central desde el 6 de julio de 2013, pero, considerando la modificación del Reglamento sobre Instalaciones Nucleares y Radiactivas aprobada por el Consejo de Ministros celebrado el 21 de febrero de 2014, dadas las circunstancias en que se ha producido el cese de la actividad de dicha central, expresamente reconocidas en la Orden de cese, ajenas a razones de seguridad nuclear y protección radiológica y motivada exclusivamente por razones económicas, su titular Nuclenor, S.A. dispondría de la posibilidad de solicitar una renovación de la autorización de explotación de la central en el período de un año desde la fecha de declaración del cese.

Central Térmica Bocamina II.

Tal y como se menciona en la Nota 17.3, como consecuencia de los cargos formulados por la Superintendencia de Medioambiente de la República de Chile contra Empresa Nacional de Electricidad, S.A debido a una serie de infracciones a la Resolución Exenta Nº 206, desde el 17 de diciembre de 2013 la Central Térmica Bocamina II se encuentra paralizada mientras se tramita el mencionado recurso de protección presentado contra la Sociedad.

Otra información.

El detalle del inmovilizado material procedente de las principales áreas geográficas donde opera ENDESA es como sigue:

Millones de Euros
	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
España	21.316	22.237
Chile	4.173	4.671
Colombia	3.502	3.747
Perú	1.743	1.950
Argentina	596	665
Brasil	517	615
Otros	206	221
TOTAL	32.053	34.106

Las sociedades de ENDESA mantenían a 31 de diciembre de 2013 y 2012 compromisos de adquisición de bienes de inmovilizado material por importe de 762 y 827 millones de euros, respectivamente.

Del importe total de compromisos de adquisición de bienes de inmovilizado material a 31 de diciembre de 2013 y 2012, 5 y 8 millones de euros, respectivamente, correspondían a las sociedades de control conjunto.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 el importe del inmovilizado material totalmente amortizado que se encuentra todavía en uso no es significativo.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, el importe de los activos materiales en garantía de financiación de terceros asciende a 479 y 530 millones de euros, respectivamente (véanse Notas 18.5 y 38.1).

ENDESA y las sociedades filiales tienen formalizadas pólizas de seguros para cubrir los posibles riesgos a los que están sujetos los diversos elementos de su inmovilizado material, incluyendo en la citada cobertura todas las posibles reclamaciones que se le puedan presentar por el ejercicio de su actividad, entendiendo que dichas pólizas cubren de manera suficiente los riesgos a los que están sometidos. Adicionalmente, está cubierta la pérdida de beneficios que podría ocurrir como consecuencia de una paralización de las instalaciones. En el ejercicio 2013 se han reconocido indemnizaciones de compañías de seguros por compensaciones de siniestros por importe de 72 millones de euros (190 millones de euros en 2012).

6. Inversiones inmobiliarias.

La composición y movimientos de las inversiones inmobiliarias durante los ejercicios 2013 y 2012 han sido los siguientes:

	Saldo a 31/12/2012	Incorporación/ Reducción sociedades	Inversión	Traspaso de Inmuebles	Bajas por Ventas	Diferencias de Conversión	Otros (*)	Saldo a 31/12/2013
Inversiones Inmobiliarias en España y Portugal	14	-	3	-	-	-	(2)	15
Inversiones Inmobiliarias en Latinoamérica	74	-	4	-	(7)	(9)	-	62
TOTAL	88	-	7	-	(7)	(9)	(2)	77

(*) Incluye dotación de deterioro por importe de 1 millón de euros (véase Nota 31).

Millones de Euros

	Saldo a 31/12/2011	Incorporación/ Reducción sociedades (**)	Inversión	Traspaso de Inmuebles	Bajas por Ventas	Diferencias de Conversión	Otros (*)	Saldo a 31/12/2012
Inversiones Inmobiliarias en España y Portugal	17	(11)	3	-	-	-	5	14
Inversiones Inmobiliarias en Latinoamérica	57	-	9	-	(3)	3	8	74
TOTAL	74	(11)	12	-	(3)	3	13	88

(*) Incluye una reversión de deterioro por importe de 11 millones de euros (véase Nota 31).

(**) Corresponde a la salida del perímetro de consolidación de Nueva Marina Real Estate, S.L. (véase Nota 2.3.3).

El detalle de las inversiones inmobiliarias procedentes de las principales áreas geográficas donde opera ENDESA es como sigue:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Chile	62	74
España	15	14
TOTAL	77	88

El valor de mercado a 31 de diciembre de 2013 de las inversiones inmobiliarias se sitúa en 111 millones de euros (118 millones de euros a 31 de diciembre de 2012).

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, ninguna de las inversiones inmobiliarias se encontraba totalmente amortizada ni existían restricciones para su realización.

Los importes registrados como gastos directos en el Estado del Resultado Consolidado adjunto de los ejercicios 2013 y 2012 relacionados con las inversiones inmobiliarias no son significativos.

ENDESA tiene formalizadas pólizas de seguros para cubrir los posibles riesgos a que están sujetos los diversos elementos de sus inversiones inmobiliarias, así como las posibles reclamaciones que se le puedan presentar por el ejercicio de su actividad, entendiendo que dichas pólizas cubren de manera suficiente los riesgos a los que están sometidos.

7. Activo intangible.

A continuación se presenta el detalle del activo intangible a 31 de diciembre de 2013 y 2012:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013
	Coste	Amortización Acumulada	Pérdidas por Deterioro	Valor Neto
Derechos Emisión CO2, CERs y ERUs	439	-	(238)	201
Aplicaciones Informáticas	1.310	(908)	-	402
Concesiones	2.973	(1.377)	(39)	1.557
Otros	226	(98)	2	130
TOTAL	4.948	(2.383)	(275)	2.290

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2012
	Coste	Amortización Acumulada	Pérdidas por Deterioro	Valor Neto
Derechos Emisión CO2, CERs y ERUs	695	-	(298)	397
Aplicaciones Informáticas	1.305	(894)	-	411
Concesiones	3.275	(1.444)	(1)	1.830
Otros	224	(92)	2	134
TOTAL	5.499	(2.430)	(297)	2.772

La composición y movimientos del activo intangible durante los ejercicios 2013 y 2012 han sido los siguientes:

	Saldo a 31/12/2012	Incorporación /Reducción Sociedades	Inversiones (Nota 7.2)	Amortización y Pérdidas por Deterioro (*)	Bajas	Traspasos y Otros	Diferencias de Conversión	Saldo a 31/12/2013
Derechos Emisión CO2, CERs y ERUs	397	-	186	(89)	(293)	-	-	201
Aplicaciones Informáticas	411	-	112	(88)	-	(23)	(10)	402
Concesiones	1.830	-	243	(181)	-	(38)	(297)	1.557
Otros	134	-	23	(13)	-	-	(14)	130
TOTAL	2.772	-	564	(371)	(293)	(61)	(321)	2.290

(*) Incluye una dotación de pérdidas netas por deterioro por importe de 131 millones de euros (véase Nota 31).

Millones de Euros

	Saldo a 31/12/2011	Incorporación /Reducción Sociedades	Inversiones (Nota 7.2)	Amortización y Pérdidas por Deterioro (*)	Bajas	Traspasos y Otros	Diferencias de Conversión	Saldo a 31/12/2012
Derechos Emisión CO2, CERs y ERUs	369	-	891	(214)	(662)	13	-	397
Aplicaciones Informáticas	410	-	136	(92)	-	(41)	(2)	411
Concesiones	2.139	-	239	(129)	(2)	(211)	(206)	1.830
Otros	95	28	17	(20)	(2)	11	5	134
TOTAL	3.013	28	1.283	(455)	(666)	(228)	(203)	2.772

(*) Incluye una dotación de pérdidas por deterioro por importe de 197 millones de euros (véase Nota 31).

Durante el ejercicio 2012 el regulador eléctrico brasileño modificó el período en el que retribuye las inversiones realizadas en activos adscritos a las concesiones de distribución eléctrica, lo que supuso en el ejercicio 2012 una disminución de 174 millones de euros en el valor del activo intangible registrado por la concesión. Esta disminución se vio compensada por un aumento similar en el epígrafe de "Activos Financieros no Corrientes" (véase 10.2) ya que este cambio supondrá un mayor importe recuperable como pago por las inversiones realizadas pendientes de amortizar al final del período de concesión.

De acuerdo con las estimaciones y proyecciones de las que disponen los Administradores de la Sociedad Dominante, las previsiones de los flujos de caja atribuibles a los activos intangibles permiten recuperar el valor neto de estos activos registrado a 31 de diciembre de 2013 y 2012.

7.1. Derechos de emisión de dióxido de carbono (CO2), Certified Emission Reductions (CERs) y Emission Reductions Unit (ERUs).

El importe registrado por derechos de emisión de dióxido de carbono (CO2), Certified Emission Reductions (CERs) y Emission Reductions Unit (ERUs) a 31 de diciembre de 2012 incluía 189 millones de euros correspondientes a los derechos de emisión de CO2 asignados de forma gratuita dentro de los Planes Nacionales de Asignación (PNAs) de cada uno de los países europeos en que ENDESA opera. Estos derechos fueron entregados en su totalidad durante el ejercicio 2013 para redimir emisiones de CO2 realizadas durante 2012, por lo que el Estado de Situación Financiera a 31 de diciembre de 2013 no incluye derechos de emisión de CO² asignados de forma gratuita.

La Ley 1/2005, de 9 de marzo, por la que se regula el régimen de comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero, fue modificada por la Ley 13/2010, de 5 de julio, al efecto de transponer al ordenamiento jurídico español la Directiva 2009/29/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, con el fin de revisar en profundidad el régimen comunitario de comercio de derechos de emisión de CO² y regularlo para períodos posteriores al 31 de diciembre de 2012. Con la nueva Ley 13/2010, de 5 de julio, a partir del año 2013 han desaparecido los Planes Nacionales de Asignación (PNAs) adoptándose un enfoque comunitario tanto en la determinación del volumen total de derechos de emisión de CO2, como en la metodología para asignar dichos derechos. En el caso concreto del sector eléctrico, la asignación de derechos de emisión ya no será gratuita sino que se realizará mediante la modalidad de subasta, que se llevará a cabo de acuerdo a lo establecido en la normativa comunitaria.

A continuación se presenta el detalle de los derechos de emisión de CO² asignados a ENDESA con carácter gratuito durante el ejercicio 2012:

Millones de Toneladas

23,8
1,7
1,4
26,9

(*) Por la participación en ENDESA Ireland Limited vendida en 2012 (véanse Notas 33 y 35).

En los ejercicios 2013 y 2012 se ha efectuado la redención de las emisiones de CO² de 2012 y 2011, respectivamente, que han supuesto una baja de activo intangible por importe de 92 y 257 millones de euros, respectivamente (38,4 y 35,7 millones de toneladas, respectivamente).

A 31 de diciembre de 2013, la provisión por derechos a entregar para cubrir estas emisiones incluida en el pasivo del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto era igual a 137 millones de euros (223 millones de euros a 31 de diciembre 2012) y correspondía a 29,8 millones de toneladas de CO² (38,4 millones de toneladas de CO² a 31 de diciembre de 2012) (véase Nota 26).

7.2. Información adicional de activo intangible.

Principales inversiones.

El detalle de las inversiones de activos intangibles, excluyendo los derechos de emisión de CO² Certified Emission Reductions (CERs) y Emission Reductions Unit (ERUs), realizadas durante los ejercicios 2013 y 2012 en las distintas áreas geográficas y negocios en que opera ENDESA es el siguiente:

Millones de Euros

		2013	2012
	Generación	Distribución y Transporte	Otros	Total	Generación	Distribución y Transporte	Otros	Total
España y Portugal	38	28	29	95	39	30	33	102
Latinoamérica	25	254	4	283	29	255	6	290
TOTAL	63	282	33	378	68	285	39	392

Las inversiones en el Negocio en Latinoamérica incluyen principalmente las realizadas en la distribución en Brasil ya que, como consecuencia de la CINIIF 12 ""Acuerdos de Concesión de Servicios", dadas las características de la concesión los activos asociados a las mismas, se consideran, en una parte, activos intangibles y, en otra, financieros (véase Nota 10.2).

Otra información.

El detalle del activo intangible procedente de las principales áreas geográficas donde opera ENDESA es como sigue:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Brasil	1.464	1.748
España	606	791
Colombia	61	71
Chile	52	60
Perú	40	25
Argentina	4	5
Otros	63	72
TOTAL	2.290	2.772

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, el importe de los compromisos totales para la adquisición en el futuro de derechos de emisión de CO2, Certified Emission Reductions (CERs) y Emission Reductions Unit (ERUs) asciende a un máximo de 59 y 122 millones de euros, respectivamente, de acuerdo con los precios comprometidos, en el caso de que la totalidad de los correspondientes proyectos finalizaran con éxito.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 existen compromisos de adquisición de activos intangibles de distinta naturaleza a los descritos en párrafos anteriores, por importe de 15 y 1 millón de euros, respectivamente.

Ninguno de los compromisos de activos intangibles mencionados anteriormente corresponden a sociedades de control conjunto.

El 29 de febrero de 2012, ENDESA formalizó la compraventa a Gas Natural SDG, S.A. de una cartera de aproximadamente 224.000 clientes de gas y otros contratos asociados en la Comunidad Autónoma de Madrid. Esta operación se materializó mediante la compra del 100% y posterior fusión por absorción con ENDESA Energía, S.A.U. y ENDESA Energía XXI, S.L.U. de las participaciones sociales de las sociedades GEM Suministro de Gas 3, S.L.U. y GEM Suministro de Gas Sur 3, S.L.U. (véase Nota 2.3.1), titulares de la actividad de suministro de gas natural y electricidad de determinados distritos y municipios de dicha Comunidad Autónoma. El importe de la inversión ascendió a 34 millones de euros, que corresponde prácticamente en su totalidad al valor de la cartera de los clientes adquiridos.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 el importe del inmovilizado intangible totalmente amortizado que se encuentra todavía en uso no es significativo.

8. Fondo de comercio.

A continuación se presenta el detalle del fondo de comercio por las distintas Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) o grupos de ellas a las que está asignado y el movimiento del mismo en los ejercicios 2013 y 2012:

	Saldo a 31/12/2012	Altas	Bajas	Pérdidas por Deterioro (Nota 31)	Traspasos y Otros	Diferencias de Conversión	Saldo a 31/12/2013
Filiales en Chile (Chile)	2.192	-	-	-	-	(287)	1.905
Companhia Energética do Ceará, S.A. (Brasil)	158	-	-	-	-	(27)	131
Ampla Energia e Serviços, S.A. (Brasil)	111	-	-	-	-	(19)	92
Edegel, S.A.A. (Perú)	114	-	-	-	-	(14)	100
Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte, S.A.A. (Perú)	56	-	-	-	-	(7)	49
Hidroeléctrica El Chocón, S.A. (Argentina)	13	-	-	-	-	(4)	9
Empresa de Energía de Cundinamarca, S.A. E.S.P. (Colombia)	12	-	-	-	-	(2)	10
Otros	20	-	-	-	-	(3)	17
TOTAL (*)	2.676	-	-	-	-	(363)	2.313

(*) Incluye 79 millones de euros relativos al importe acumulado por pérdidas por deterioro de valor.

Millones de Euros

	Saldo a 31/12/2011	Altas	Bajas	Pérdidas por Deterioro (Nota 31)	Traspasos y Otros	Diferencias de Conversión	Saldo a 31/12/2012
Filiales en Chile (Chile)	2.092	-	-	-	-	100	2.192
Companhia Energética do Ceará, S.A. (Brasil)	177	-	-	-	-	(19)	158
Ampla Energia e Serviços, S.A. (Brasil)	124	-	-	-	-	(13)	111
Edegel, S.A.A. (Perú)	110	-	-	-	-	4	114
Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte, S.A.A.(Perú)	54	-	-	-	-	2	56
Hidroeléctrica El Chocón, S.A. (Argentina)	16	-	-	-	-	(3)	13
ENDESA Carbono, S.L.U. (España)	14	-	-	(14)	-	-	-
Empresa de Energía de Cundinamarca, S.A. E.S.P. (Colombia)	11	-	-	-	-	1	12
Otros	19	-	-	-	-	1	20
TOTAL (*)	2.617	-	-	(14)	-	73	2.676

(*) Incluye 79 millones de euros relativos al importe acumulado por pérdidas por deterioro de valor.

En los ejercicios 2013 y 2012 no ha surgido ningún fondo de comercio derivado de la toma de control de sociedades.

ENDESA ha llevado a cabo un análisis de sensibilidad de los resultados del test de deterioro, a través de variaciones de las hipótesis consideradas en dicho cálculo en los cinco primeros años de proyección, de manera aislada, asumiendo los siguientes incrementos o disminuciones de las hipótesis:

		2013		2012
	Aumento	Disminución	Aumento	Disminución
Tasa de Descuento	50 p.b.	-	50 p.b.	-
Tasa de Crecimiento	-	5%	-	5%
Crecimiento de la Demanda	-	5%	-	5%
Costes de Combustibles:
Precio Petróleo Brent	5%	-	5%	-
Precio Carbón	5%	-	5%	-
Margen de Contribución	-	5%	-	5%
Costes Fijos	-	5%	-	5%
Inversiones	-	5%	-	5%

Los resultados de estos análisis de sensibilidad indican que ninguna modificación desfavorable para ENDESA de los valores considerados en cada una de estas hipótesis individualmente consideradas en los términos indicados en el cuadro anterior resultan en ningún deterioro de activos.

De acuerdo con las estimaciones y proyecciones de las que disponen los Administradores de la Sociedad Dominante, las previsiones de los flujos de caja atribuibles a las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) o Grupos de ellas a las que se encuentran asignados los distintos fondos de comercio permiten recuperar el valor de cada uno de los fondos de comercio registrados a 31 de diciembre de 2013 y 2012.

9. Inversiones contabilizadas por el método de participación y sociedades de control conjunto.

9.1. Inversiones contabilizadas por el método de participación.

A continuación se presenta un detalle de:

• Las principales sociedades participadas por ENDESA contabilizadas por el método de participación y los movimientos en las mismas durante los ejercicios 2013 y 2012.
• Información a 31 de diciembre de 2013 y 2012 de los Estados Financieros de las principales sociedades en las que ENDESA ejerce una influencia significativa que han servido de base para la elaboración de estos Estados Financieros Consolidados.

	Saldo a 31/12/201 2	Incorporació n / Salida Sociedades	Inversione s o Aumentos	Desinversione s o Reducciones	Resultado por Método Participació n	Dividendo s	Diferencia s de Conversió n	Traspaso s y Otros	Saldo a 31/12/201 3
ENEL Green Power España, S.L.	793	-	-	-	29	-	-	3	825
ENDESA Gas T&D, S.L.	33	-	-	(28)	(6)	-	-	1	-
GNL Quintero, S.A.	-	-	-	-	7	(5)	-	5	7
Electrogas, S.A.	14	-	-	-	6	(8)	-	1	13
Elcogas, S.A.	3	-	-	-	(7)	-	-	4	-
Tecnatom, S.A.	29	-	-	-	1	-	-	-	30
Ayesa Advanced Technologies, S.A.	6	-	-	-	(1)	(1)	-	-	4
Otras	18	-	-	-	-	(4)	-	10	24
TOTAL	896	-	-	(28)	29	(18)	-	24	903

Millones de Euros

	Saldo a 31/12/2011	Incorporación / Salida Sociedades	Inversiones o Aumentos	Desinversiones o Reducciones	Resultado por Método Participación	Dividendos	Diferencias de Conversión	Traspasos y Otros	Saldo a 31/12/2012
ENEL Green
Power España, S.L.	782	-	-	-	16	-	-	(5)	793
ENDESA Gas T&D, S.L.	30	-	-	-	11	-	-	(8)	33
GNL Quintero, S.A.	-	-	-	-	8	(4)	-	(4)	-
Electrogas, S.A.	14	-	-	-	7	(6)	-	(1)	14
Elcogas, S.A.	2	-	-	-	8	-	-	(7)	3
Tecnatom, S.A.	25	-	-	-	4	-	-	-	29
Ayesa Advanced Technologies, S.A. (*)	5	-	-	-	1	-	-	-	6
Otras	39	-	-	(20)	4	(3)	-	(2)	18
TOTAL	897	-	-	(20)	59	(13)	-	(27)	896

(*) En el ejercicio 2012 Sadiel Tecnologías de la Información, S.A. cambió su denominación social, pasando a denominarse Ayesa Advanced Technologies, S.A.

Millones de Euros
-------------------	--

	31 de Diciembre de 2013
	% Participación	Activo no Corriente	Activo Corriente	Patrimonio Neto	Pasivo no Corriente	Pasivo Corriente	Ingresos	Gastos	Resultado del Ejercicio
ENEL Green Power España, S.L.	40%	3.168	259	1.592	1.486	349	523	428	95
GNL Quintero, S.A.	20%	782	122	33	824	47	155	118	37
Electrogas, S.A.	42,5%	55	6	31	17	13	27	12	15
Elcogas, S.A.	40,99%	54	78	(10)	7	135	113	129	(16)
Tecnatom, S.A.	45%	69	69	66	33	39	100	98	2
Ayesa Advanced Technologies, S.A.	22%	9	48	22	4	31	66	68	(2)

	31 de Diciembre de 2012
	% Participación	Activo no Corriente	Activo Corriente	Patrimonio Neto	Pasivo no Corriente	Pasivo Corriente	Ingresos	Gastos	Resultado del Ejercicio
ENEL Green Power España, S.L.	40%	3.207	365	1.499	1.529	544	496	415	81
ENDESA Gas T&D, S.L.	20%	1.406	140	171	1.236	139	189	134	55
GNL Quintero, S.A.	20%	857	114	-	927	44	166	124	42
Electrogas, S.A.	42,5%	61	4	34	19	12	30	14	16
Elcogas, S.A.	40,99%	95	72	6	11	150	172	153	19
Tecnatom, S.A.	45%	61	70	65	23	43	111	103	8
Ayesa Advanced Technologies, S.A. (*)	22%	9	45	26	6	22	74	71	3

(*) En el ejercicio 2012 Sadiel Tecnologías de la Información, S.A. cambió su denominación social, pasando a denominarse Ayesa Advanced Technologies, S.A.

Los datos patrimoniales de las empresas en los ejercicios 2013 y 2012 corresponden a la información de las sociedades individuales, a excepción de ENEL Green Power España, S.L. y Tecnatom, S.A., que corresponden a sus Estados Financieros Consolidados.

Con fecha 9 de diciembre de 2013, se ha producido la venta de la participación del 20% mantenida por ENDESA Gas, S.A.U. sobre el capital social de ENDESA Gas T&D, S.L. a Augusta Global Coöperative U.A y Zaragoza International Coöperative U.A., fondos de infraestructuras gestionados por Goldman Sachs. La venta de esta participación ha llevado consigo la cesión al comprador de los préstamos participativos que la Sociedad tenía concedidos frente a ENDESA Gas T&D, S.L. por importe total de 90 millones de euros (72 millones de euros de principal y 18 millones de euros de intereses devengados y no cobrados). El precio de venta de esta transacción ha ascendido a 130 millones de euros y ha generado una plusvalía bruta de 12 millones de euros en el Estado del Resultado Consolidado de ENDESA (véase Nota 33).

Las magnitudes económico financieras del resto de compañías en las que ENDESA ejerce una influencia significativa no son relevantes.

La relación completa de las sociedades participadas en las que ENDESA ejerce una influencia significativa se incluye en el Anexo II de esta Memoria "Sociedades Dependientes". Dichas sociedades no tienen precios de cotización públicos.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, ENDESA no mantiene pasivos contingentes relacionados con sociedades asociadas por importe significativo.

9.2. Sociedades de control conjunto.

A continuación se incluye información a 31 de diciembre de 2013 y 2012 de los Estados Financieros de las principales sociedades en las que ENDESA posee control conjunto que se ha utilizado en el proceso de consolidación:

	31 de Diciembre de 2013
	% Participación	Activo no Corriente	Activo Corriente	Patrimonio Neto	Pasivo no Corriente	Pasivo Corriente	Ingresos	Gastos	Resultado del Ejercicio
Nuclenor, S.A.	50%	57	88	24	49	72	8	(14)	22
Tejo Energia - Produção e Distribução de Energia Eléctrica, S.A.	38,89%	445	136	150	337	94	202	175	27
Pegop - Energía Eléctrica, S.A.	50%	-	11	5	-	6	23	18	5
Carbopego - Abastecimientos de Combustiveis, S.A.	50%	-	7	6	-	1	68	68	-
Inversiones GasAtacama Holding, Ltda.	50%	408	243	502	61	88	270	218	52
Asociación Nuclear Ascó-Vandellós II, A.I.E.	85,41%	54	186	13	117	110	351	299	52
Energie Electrique de Tahaddart, S.A.	32%	143	41	93	60	31	58	38	20
Centrales Hidroeléctricas de Aysén, S.A.	51%	181	13	189	-	5	-	7	(7)
Transmisora Eléctrica de Quillota Ltda.	50%	14	5	17	1	1	4	3	1
Distribuidora Eléctrica de Cundinamarca, S.A. E.S.P.	49%	195	22	108	53	56	119	115	4
ENEL Insurance, N.V.	50%	173	333	179	193	134	146	133	13
Elecgas, S.A.	50%	517	58	(22)	555	42	45	35	10

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2012
	% Participación	Activo no Corriente	Activo Corriente	Patrimonio Neto	Pasivo no Corriente	Pasivo Corriente	Ingresos	Gastos	Resultado del Ejercicio
Nuclenor, S.A.	50%	37	203	3	209	28	191	324	(133)
Tejo Energia - Produção e Distribução de Energia Eléctrica, S.A.	38,89%	494	147	133	394	114	238	253	(15)
Pegop - Energía Eléctrica, S.A.	50%	-	11	5	-	6	24	19	5
Carbopego - Abastecimientos de Combustiveis, S.A.	50%	-	9	8	-	1	114	113	1
Inversiones GasAtacama Holding, Ltda.	50%	444	174	473	68	77	200	141	59
Asociación Nuclear Ascó-Vandellós II, A.I.E.	85,41%	53	179	14	63	155	341	311	30
Energie Electrique de Tahaddart, S.A.	32%	156	37	91	76	26	58	39	19
Centrales Hidroeléctricas de Aysén, S.A.	51%	201	16	208	-	9	-	2	(2)
Transmisora Eléctrica de Quillota Ltda.	50%	16	5	18	2	1	4	3	1
Distribuidora Eléctrica de Cundinamarca, S.A. E.S.P.	49%	199	37	126	59	51	127	116	11
ENEL Insurance, N.V. (*)	50%	178	258	167	153	116	78	67	11
Elecgas, S.A.	50%	550	60	(70)	639	41	47	37	10

(*) Anteriormente denominada ENEL.Re, N.V., cambió su denominación social durante el ejercicio 2012 a ENEL Insurance, N.V.

Las magnitudes económico financieras del resto de compañías en las que ENDESA posee control conjunto no son relevantes.

El detalle de los flujos de efectivo generados por las sociedades de control conjunto durante los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2013 y 2012 se detalla a continuación:

Millones de Euros

	2013	2012
Flujos Netos de efectivo de las Actividades de Explotación	74	197
Flujos Netos de efectivo de las Actividades de Inversión	4	(76)
Flujos Netos de efectivo de las Actividades de Financiación	(51)	(59)
Variación del Tipo de Cambio en Efectivo y Otros Medios Líquidos	(4)	(1)
VARIACION DE EFECTIVO Y OTROS MEDIOS LIQUIDOS	23	61

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 ENDESA no ha incurrido en ningún pasivo contingente significativo, salvo los indicados en la Nota 17.3, en relación con sus participaciones en sociedades de control conjunto.

La relación completa de las sociedades en las que ENDESA posee control conjunto se incluyen en el Anexo I de esta Memoria.

10. Activos financieros no corrientes.

El detalle y los movimientos producidos durante los ejercicios 2013 y 2012 en el epígrafe "Activos Financieros no Corrientes" del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto han sido los siguientes:

	Saldo a 31/12/2012	Entradas o Dotaciones	Salidas, Bajas o Reducciones	Corrección de Valor contra Patrimonio Neto (1)	Diferencias de Conversión	Traspasos y Otros	Saldo a 31/12/2013
Préstamos y Partidas a Cobrar	1.241	1.704	(261)	24	(101)	3	2.610
Inversiones Disponibles para la Venta	654	83	-	-	(119)	58	676
Derivados	96	20	(21)	7	(3)	(56)	43
Corrección de Valor por Deterioro	(26)	-	3	-	-	(3)	(26)
TOTAL	1.965	1.807	(279)	31	(223)	2	3.303

(1) Registrado en el epígrafe "Patrimonio Neto: Otro Resultado Global" o "Patrimonio Neto: De los Intereses Minoritarios", según corresponda.

Millones de Euros

	Saldo a 31/12/2011	Entradas o Dotaciones	Salidas, Bajas o Reducciones	Corrección de Valor contra Patrimonio Neto (2)	Diferencias de Conversión	Traspasos y Otros	Saldo a 31/12/2012
Préstamos y Partidas a Cobrar	1.651	223	(213)	-	(56)	(364)	1.241
Inversiones Disponibles para la Venta	131	194	(60)	67	(58)	380	654
Derivados	71	5	(10)	23	9	(2)	96
Corrección de Valor por Deterioro	(32)	(9)	4	-	-	11	(26)
TOTAL	1.821	413	(279)	90	(105)	25	1.965

(2) Registrado en el epígrafe "Patrimonio Neto: Otro Resultado Global" o "Patrimonio Neto: De los Intereses Minoritarios", según corresponda.

El desglose de los activos financieros no corrientes por vencimientos es el siguiente:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Entre Más de Uno y Tres Años	448	247
Entre Tres y Cinco Años	382	122
Más de Cinco Años	2.473	1.596
TOTAL	3.303	1.965

10.1. Préstamos y partidas a cobrar.

El detalle del saldo de préstamos y partidas a cobrar a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Financiación del Déficit de Ingresos de las Actividades Reguladas en	1.498	-
España (Notas 4.1 y 13)
Fianzas y Depósitos	578	587
Créditos al Mercado Eléctrico Mayorista Argentino	215	281
Créditos al Personal	36	39
Créditos a Empresas Asociadas y de Control Conjunto (Nota 37.2)	25	102
Activos por Planes de Prestación Definida (Nota 17.1)	20	-
Derivados no Financieros (Nota 20)	8	5
Otros	230	227
TOTAL	2.610	1.241

La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico reconoce la existencia de un déficit de tarifa por un importe máximo de 3.600 millones de euros, del cual a ENDESA le corresponde financiar un 44,16%, que generará el derecho a su recuperación en los próximos 15 años, reconociéndose un tipo de interés en condiciones equivalentes a las de mercado, y que podrá ser objeto de cesión conforme al procedimiento que se establezca reglamentariamente. Conforme a ello, a 31 de diciembre de 2013, el epígrafe de "Préstamos y Partidas a Cobrar" recoge el saldo de dicha financiación que será recuperada a largo plazo por importe de 1.498 millones de euros (véanse Notas 4.1 y 13). Esta financiación ha devengado durante 2013 un tipo de interés del 2%.

El epígrafe de "Fianzas y Depósitos" incluye, fundamentalmente, las fianzas y los depósitos recibidos de los clientes en España en el momento de la contratación como garantía del suministro eléctrico y que se encuentran, a su vez, registrados en el epígrafe "Otros Pasivos no Corrientes" del Estado de Situación Financiera Consolidado (véase Nota 23) ya que han sido depositados en las Administraciones Públicas competentes de acuerdo con la normativa vigente en España. Asimismo, se incluyen las fianzas entregadas como garantía ante determinados procesos judiciales en Latinoamérica.

Los importes adeudados a las generadoras eléctricas por el Mercado Eléctrico Mayorista Argentino (MEM), se encuentran depositados en el Fondo Nacional de Inversión Mercado Eléctrico Mayorista (FONINVEMEN) y han sido utilizados para la construcción de tres centrales de ciclo combinado, dos de las cuales fueron concluidas en el ejercicio 2010, cuyos retornos permitirán al Mercado Eléctrico Mayorista Argentino (MEM) devolver las cuantías adeudadas en un plazo de 120 meses desde la fecha de entrada en operación de dichas centrales. Estos créditos devengan intereses a una tasa anual entre Libor+1% y Libor+5%.

La composición a 31 de diciembre de 2013 y 2012 de los créditos concedidos a empresas asociadas y de control conjunto, corrientes y no corrientes, y el desglose de acuerdo con sus vencimientos, es el siguiente:

Millones de Euros
		Vencimiento		Vencimiento no Corriente
	Saldo a 31/12/2013 (Nota 37.2)	Corriente 2014 (Nota 13)	2015	2016	2017	2018	Posterior	Total
En Euros	25	-	8	-	11	1	5	25
En Moneda Extranjera	11	11	-	-	-	-	-	-
TOTAL	36	11	8	-	11	1	5	25
Millones de Euros
	Saldo a	Vencimiento	Vencimiento no Corriente
	31/12/2012 (Nota 37.2)	Corriente 2013 (Nota 13)	2014	2015	2016	2017	Posterior	Total
En Euros	106	4	5	9	-	-	88	102
En Moneda Extranjera	10	10	-	-	-	-	-	-
TOTAL	116	14	5	9	-	-	88	102

El tipo de interés medio de estos créditos durante los ejercicios 2013 y 2012 ha sido del 6,39% y del 7,7%, respectivamente.

El valor de mercado de estos activos no difiere sustancialmente del valor contabilizado.

10.2. Inversiones disponibles para la venta.

El desglose de este epígrafe a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Activos Financieros CINIIF 12 (Notas 3d.1 y 7)	618	594
Participaciones en Otras Empresas	58	60
TOTAL	676	654

Con fecha 11 de septiembre de 2012, el Gobierno de Brasil emitió la Ley provisional N° 579. Esta Ley provisional, que pasó a ser definitiva el 13 de enero de 2013 (Ley Federal 12.783/13), establece un parámetro de cálculo del valor residual de las concesiones en general a ser utilizado en la definición al final de las concesiones de Ampla Energia e Serviços S.A. y Companhia Energética do Ceará, S.A. La nueva legislación establece, entre otros aspectos, que el Gobierno de Brasil, en su calidad de concedente, utilizará el Valor de Reposición (VR) para efectuar el pago que le corresponde a las empresas concesionarias, como concepto de indemnización, por aquellos activos que no hayan sido amortizados al final del período de concesión. Esta circunstancia generó una modificación en la valoración y clasificación de los valores previstos a recuperar en las sociedades brasileñas, como concepto de indemnización al final del período concesional. Hasta el momento de emisión de esta Ley, estos derechos se registraban como una cuenta por cobrar basada en el coste histórico de la inversión, pasando a ser valorados en función de su Valor de Reposición (VR) y clasificándose estos derechos como inversiones disponibles para la venta. En base a lo anteriormente expuesto, a 31 de diciembre de 2012 se efectuó una nueva estimación de los importes que Ampla Energia e Serviços S.A. y Companhia Energética do Ceará, S.A. esperaban recibir al final del período de la concesión, originándose el registro de un mayor activo dentro del epígrafe "Activos Financieros CINIIF 12" y de un ingreso financiero por importe de 180 millones de euros (véase

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Nota 32). La actualización de estos activos financieros durante el ejercicio 2013 ha supuesto un ingreso financiero de 83 millones de euros (véase Nota 32).

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 existen correcciones valorativas sobre las inversiones disponibles para la venta por importe de 23 y 22 millones de euros, respectivamente. El valor individual del resto de las inversiones registradas en este epígrafe no resulta significativo.

10.3. Clasificación de instrumentos financieros de activo no corrientes y corrientes por naturaleza y categoría.

La clasificación de los instrumentos financieros de activo no corrientes y corrientes del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto, excluyendo los registrados en el epígrafe de deudores comerciales y otras cuentas a cobrar, por naturaleza y categoría a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es el siguiente:

	31 de Diciembre de 2013
	Activos Financieros Mantenidos para Negociar	Otros Activos Financieros a VR con Cambios en PyG	Activos Financieros Disponibles para la Venta	Préstamos y Partidas a Cobrar	Inversiones Mantenidas hasta el Vencimiento	Derivados de Cobertura	TOTAL
Instrumentos de Patrimonio	-	-	35	-	-	-	35
Valores Representativos de Deuda	-	-	-	-	-	-	-
Derivados (Nota 20)	2	-	-	-	-	41	43
Otros Activos Financieros	-	-	618	2.507	-	-	3.125
No Corriente	2	-	653	2.507	-	41	3.203
Instrumentos de Patrimonio	-	-	-	-	-	-	-
Valores Representativos de Deuda	-	-	-	-	-	-	-
Derivados (Nota 20)	-	-	-	-	-	39	39
Otros Activos Financieros	-	225	-	2.846	-	-	3.071
Corriente	-	225	-	2.846	-	39	3.110
TOTAL	2	225	653	5.353	-	80	6.313

	31 de Diciembre de 2012
	Activos Financieros Mantenidos para Negociar	Otros Activos Financieros a VR con Cambios en PyG	Activos Financieros Disponibles para la Venta	Préstamos y Partidas a Cobrar	Inversiones Mantenidas hasta el Vencimiento	Derivados de Cobertura	TOTAL
Instrumentos de Patrimonio	-	-	38	-	-	-	38
Valores Representativos de Deuda	-	-	-	-	-	-	-
Derivados (Nota 20)	4	-	-	-	-	92	96
Otros Activos Financieros	-	-	594	1.149	-	-	1.743
No Corriente	4	-	632	1.149	-	92	1.877
Instrumentos de Patrimonio	-	-	-	-	-	-	-
Valores Representativos de Deuda	-	-	-	-	-	-	-
Derivados (Nota 20)	-	-	-	-	-	-	-
Otros Activos Financieros	-	-	-	5.437	-	-	5.437
Corriente	-	-	-	5.437	-	-	5.437
TOTAL	4	-	632	6.586	-	92	7.314

10.4. Pérdidas y ganancias netas por categorías de activos financieros.

El importe de las ganancias netas por categorías de los activos financieros, incluidos en el cuadro anterior, es como sigue:

Millones de Euros
	2013
	Activos Financieros Mantenidos para Negociar	Otros Activos Financieros a VR con Cambios en PyG	Activos Financieros Disponibles para la Venta	Préstamos y Partidas a Cobrar	Inversiones Mantenidas hasta el Vencimiento	Derivados de Cobertura	TOTAL
(Pérdidas) / Ganancias en el Estado del Resultado	-	-	147	62	-	47	256
(Pérdidas) / Ganancias en Otro Resultado Global	-	-	(3)	-	-	21	18
TOTAL	-	-	144	62	-	68	274

Millones de Euros

	2012
	Activos Financieros Mantenidos para Negociar	Otros Activos Financieros a VR con Cambios en PyG	Activos Financieros Disponibles para la Venta	Préstamos y Partidas a Cobrar	Inversiones Mantenidas hasta el Vencimiento	Derivados de Cobertura	TOTAL
(Pérdidas) / Ganancias en el Estado del	-	-	180	98	-	36	314
Resultado (Pérdidas) / Ganancias en Otro Resultado Global	-	-	67	-	-	40	107
TOTAL	-	-	247	98	-	76	421

10.5. Compromisos de inversiones financieras.

A 31 de diciembre de 2013 y de 2012 ENDESA no tenía suscritos acuerdos que incluyeran compromisos de realizar inversiones de carácter financiero por importe significativo, salvo la obligación de financiar el déficit de ingresos de las actividades reguladas en España y el Bono Social (véase Nota 4.1).

11. Existencias.

La composición de este epígrafe a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es la siguiente:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Materias Energéticas:	936	1.129
Carbón	378	476
Combustible Nuclear	339	332
Fuel	129	169
Gas	90	152
Otras Existencias	198	188
Corrección de Valor	(8)	(11)
TOTAL	1.126	1.306

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 ENDESA no tiene existencias por importe significativo pignoradas en garantía del cumplimiento de deudas.

El importe de los compromisos de compra de materias energéticas a 31 de diciembre de 2013 es de 25.532 millones de euros (30.937 millones de euros a 31 de diciembre de 2012), de los que 19 millones de euros corresponden a sociedades en las que ENDESA posee control conjunto (24 millones de euros a 31 de diciembre de 2012). Una parte de estos compromisos corresponden a acuerdos que contienen cláusulas "take or pay".

Los Administradores de la Sociedad consideran que ENDESA podrá atender dichos compromisos, por lo que estima que no se derivarán contingencias significativas por este motivo.

ENDESA tiene formalizadas pólizas de seguros para cubrir los posibles riesgos a que están sujetos las existencias, entendiendo que dichas pólizas cubren de manera suficiente los riesgos a los que están sometidas.

12. Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar.

La composición de este epígrafe a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es la siguiente:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Clientes por Ventas y Prestaciones de Servicios	4.132	4.718
Activos por Impuestos:	641	669
Impuesto sobre Sociedades Corriente	422	477
Hacienda Pública Deudora por IVA	163	192
Otros Impuestos	56	-
Derivados no Financieros (Nota 20)	116	106
Otros Deudores	709	540
Corrección de Valor	(567)	(559)
TOTAL	5.031	5.474

Los saldos incluidos en este epígrafe, con carácter general, no devengan intereses.

El período medio para el cobro a clientes es de 40 días en 2013 (28 días en el Negocio en España y Portugal, y 58 días en el Negocio en Latinoamérica) y 30 días en 2012 (27 días en el Negocio en España y Portugal, y 37 días en el Negocio en Latinoamérica) por lo que el valor razonable no difiere de forma significativa de su valor contable.

Durante los ejercicios 2013 y 2012 se han realizado operaciones de "factoring" cuyos importes no vencidos a 31 de diciembre de 2013 y 2012 ascienden a 668 y 694 millones de euros, respectivamente.

No existen restricciones a la disposición de este tipo de derechos de cobro de importe significativo.

No existe ningún cliente que individualmente mantenga saldos significativos en relación con las ventas o cuentas a cobrar totales de ENDESA.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, el análisis de clientes por ventas y prestación de servicios vencidos y no deteriorados es el siguiente:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Con Antigüedad Menor de Tres Meses	407	485
Con Antigüedad entre Tres y Seis Meses	101	97
Con Antigüedad entre Seis y Doce Meses	77	75
Con Antigüedad Mayor a Doce Meses	280	202
TOTAL (1)	865	859

(1) Incluye 214 millones de euros correspondientes a Administraciones Públicas españolas (178 millones de euros a 31 de diciembre de 2012).

El movimiento del epígrafe "Corrección de valor" durante los ejercicios 2013 y 2012 se muestra a continuación:

Millones de Euros
-------------------	--

	2013	2012
Saldo Inicial	559	626
Dotaciones (Nota 31)	178	130
Aplicaciones	(125)	(185)
Traspasos y Otros	(45)	(12)
Saldo Final	567	559

La práctica totalidad del importe de corrección de valor corresponde a clientes por venta de energía eléctrica.

13. Activos financieros corrientes.

La composición de este epígrafe a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es la siguiente:

	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Compensaciones por Sobrecostes de la Generación Extrapeninsular (Nota 4.1)	1.161	1.881
Inversiones Financieras Temporales	1.029	307
Financiación del Déficit de Ingresos de las Actividades Reguladas en España (Notas 4.1 y 10.1)	487	2.958
Derivados Financieros Corrientes (Nota 20)	39	-
Créditos al Personal	35	33
Créditos a Empresas Asociadas y de Control Conjunto (Notas 10.1 y 37.2)	11	14
Otros Préstamos Corrientes	348	244
TOTAL	3.110	5.437

En el ejercicio 2013 se han realizado cesiones de derechos de crédito de déficit de tarifa de ENDESA al Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico (FADE) por un importe de 3.937 millones de euros (2.674 millones de euros en 2012) (véase Nota 4.1).

A 31 de diciembre de 2013, y conforme a la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, el epígrafe de "Financiación del Déficit de Ingresos de las Actividades Reguladas en España" recoge el saldo del déficit generado en el ejercicio 2013 que será recuperado a corto plazo (véanse Notas 4.1 y 10.1).

El valor de mercado del derecho de cobro de déficit de las actividades reguladas no difiere sustancialmente del valor contabilizado y ha devengado durante el ejercicio 2013 un tipo de interés del 2,00% (entre 1,50% y 2,00% en el ejercicio 2012).

A 31 de diciembre de 2013, como consecuencia del Auto del Tribunal Supremo de fecha 13 de noviembre de 2013 que hace extensible a ENDESA y al resto de empresas generadoras en régimen ordinario la Sentencia dictada por dicho Tribunal con fecha 7 de febrero de 2012 declarando la nulidad de la asunción del coste del Bono Social por las sociedades generadoras de electricidad, el epígrafe "Otros Préstamos Corrientes" recoge el derecho de cobro por importe de 102 millones de euros derivado de los costes incurridos de manera indebida en relación con el Bono Social relativos al período 2009-2011, así como los intereses explícitos devengados en base a la demora producida en el pago por parte de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) por importe de 11 millones de euros registrados en el epígrafe "Ingresos por otros Activos Financieros" (véase Nota 32).

Las inversiones financieras temporales corresponden a imposiciones de tesorería que no reúnen las condiciones para clasificarse como efectivo y otros medios líquidos equivalentes por corresponder a instrumentos con vencimiento superior a tres meses desde la fecha de adquisición. Estas inversiones devengan un tipo de interés de mercado.

14. Efectivo y otros medios líquidos equivalentes.

La composición de este epígrafe a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es la siguiente:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Efectivo en Caja y Bancos	1.062	1.025
Otros Equivalentes de Efectivo	3.273	961
TOTAL	4.335	1.986

El detalle de este epígrafe por tipo de moneda a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es el siguiente:

Moneda	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Euro	2.029	564
Peso Chileno	1.025	408
Peso Colombiano	478	507
Real Brasileño	346	311
Dólar Estadounidense	326	49
Nuevo Sol Peruano	94	97
Otras Monedas	37	50
TOTAL	4.335	1.986

Las inversiones de tesorería a corto vencen en un plazo inferior a tres meses desde su fecha de adquisición y devengan tipos de interés de mercado para este tipo de imposiciones. No existen restricciones por importes significativos a la disposición de efectivo.

A 31 de diciembre de 2013, el epígrafe "Otros Equivalentes de Efectivo" incluye 1.000 millones de euros colocados en ENEL Energy Europe, S.L.U. que fueron cancelados con fecha 2 de enero de 2014 con motivo del abono del dividendo a cuenta de ENDESA (véase Nota 37).

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, el detalle de las colocaciones en deuda soberana que se incluyen en "Otros Equivalentes de Efectivo" es el siguiente:

	31 de Diciembre
de 2013	de 2012
	205
314	205
	31 de Diciembre 314

15. Patrimonio neto.

La composición del patrimonio neto de ENDESA a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es la siguiente:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Total Patrimonio Neto de la Sociedad Dominante	20.521	20.653
Capital Social	1.271	1.271
Prima de Emisión	1.376	1.376
Reserva Legal	285	285
Reserva de Revalorización	1.714	1.714
Reservas no Distribuibles	106	106
Ajustes por Cambio de Valor	(294)	629
Diferencias de Conversión	(210)	676
Reserva por Revaluación de Activos y Pasivos	(84)	(47)
Beneficio Retenido	17.651	15.272
Dividendo a Cuenta	(1.588)	-
Total Patrimonio Neto de los Intereses Minoritarios	6.248	5.716
TOTAL PATRIMONIO NETO	26.769	26.369

15.1. Patrimonio neto: De la Sociedad Dominante.

15.1.1. Capital social.

A 31 de diciembre de 2013 el capital social de ENDESA, S.A. asciende a 1.270.502.540,40 euros y está representado por 1.058.752.117 acciones de 1,2 euros de valor nominal totalmente suscritas y desembolsadas que se encuentran en su totalidad admitidas a cotización en las Bolsas Españolas. Esta cifra no ha sufrido ninguna variación en los ejercicios 2013 y 2012. Asimismo, los títulos de ENDESA, S.A. se negocian en la Bolsa "Off-Shore" de Santiago de Chile.

Tanto a 31 de diciembre de 2013 como a 31 de diciembre de 2012, el Grupo ENEL posee a través de ENEL Energy Europe, S.L.U. un 92,063% del capital de ENDESA, por lo que ostenta el control de ENDESA, sin que se haya producido ninguna variación a lo largo de los dos años.

15.1.2. Prima de emisión.

El artículo 303 del Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital permite expresamente la utilización del saldo de la prima de emisión para la ampliación de capital y no establece restricción específica alguna en cuanto a la disponibilidad de dicho saldo.

15.1.3. Reserva legal.

De acuerdo con el artículo 274 del Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital, cada año debe destinarse el 10% del beneficio del ejercicio a dotar la reserva legal hasta que ésta alcance, al menos, el 20% del capital social.

La reserva legal podrá utilizarse para aumentar el capital en la parte de su saldo que excede del 10% del capital ya aumentado. Salvo para la finalidad mencionada anteriormente, y mientras no supere el 20% del capital social, esta reserva sólo podrá destinarse a la compensación de pérdidas y siempre que no existan otras reservas disponibles suficientes para este fin.

La Sociedad Dominante tiene dotada en su totalidad la reserva legal.

15.1.4. Reserva de revalorización.

El saldo del epígrafe "Reserva de Revalorización" se ha originado por la revalorización de activos practicada al amparo del Real Decreto Ley 7/1996, de 7 de junio.

El saldo de esta reserva puede destinarse, sin devengo de impuestos, a eliminar los resultados contables negativos que puedan producirse en el futuro y a la ampliación del capital social, así como a reservas de libre disposición, siempre que la plusvalía monetaria haya sido realizada. Se entenderá realizada la plusvalía en la parte correspondiente a la amortización contablemente practicada o cuando los elementos patrimoniales actualizados hayan sido transmitidos o dados de baja en los libros de contabilidad.

15.1.5. Reserva por revaluación de activos y pasivos no realizados.

El movimiento producido en esta reserva con motivo de las correcciones valorativas de los activos financieros disponibles para la venta y de los derivados y operaciones de financiación designados como de cobertura de flujos de caja y sus aplicaciones a resultados es el siguiente:

Millones de Euros
	31 de Diciembre de 2012	Variación en el Valor de Mercado	Imputación a Resultados	31 de Diciembre de 2013
Por Valoración de Instrumentos Financieros (Nota 35)	67	(3)	(64)	-
Cobertura de Flujos de Caja	(94)	(172)	195	(71)
Inversiones Contabilizadas por el Método de Participación	(22)	9	1	(12)
Efecto Fiscal	2	46	(49)	(1)
TOTAL	(47)	(120)	83	(84)

	31 de Diciembre de 2011	Variación en el Valor de Mercado	Imputación a Resultados	31 de Diciembre de 2012
Por Valoración de Instrumentos Financieros (Nota 35)	-	67	-	67
Cobertura de Flujos de Caja	(93)	(157)	156	(94)
Inversiones Contabilizadas por el Método de Participación	(9)	(9)	(4)	(22)
Efecto Fiscal	16	36	(50)	2
TOTAL	(86)	(63)	102	(47)

15.1.6. Diferencias de conversión.

El detalle por sociedades de las diferencias de conversión del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Codensa, S.A. E.S.P.	111	140
Emgesa, S.A. E.S.P.	105	142
Centrais Elétricas Cachoeira Dourada, S.A.	14	24
Central Geradora Termelétrica Fortaleza, S.A.	13	32
Companhia Energética do Ceará, S.A.	5	43
Compañía de Interconexión Energética, S.A.	2	25
Empresa Eléctrica Pehuenche, S.A.	(3)	5
Chilectra, S.A.	(17)	68
Empresa Distribuidora Sur, S.A.	(43)	(45)
Empresa Nacional de Electricidad, S.A.	(63)	25
Ampla Energia e Serviços, S.A.	(67)	21
Enersis, S.A.	(308)	(86)
Otras Filiales en Chile	55	285
Otros	(14)	(3)
TOTAL	(210)	676

15.1.7. Dividendo.

El dividendo a cuenta del ejercicio 2013 aprobado por el Consejo de Administración de ENDESA, S.A. de fecha 17 de diciembre de 2013 ascendió a 1,5 euros brutos por acción, lo que representó un importe total de 1.588 millones de euros y figura minorando el patrimonio neto de la Sociedad Dominante a 31 de diciembre de 2013. Dicho dividendo a cuenta fue abonado con fecha 2 de enero de 2014.

La Junta General de Accionistas de ENDESA, S.A. celebrada el 22 de abril de 2013, aprobó no pagar dividendo alguno con cargo al resultado del ejercicio 2012.

15.1.8. Gestión del capital.

La gestión de capital de ENDESA está enfocada a mantener una estructura financiera sólida que optimice el coste de capital y la disponibilidad de los recursos financieros, asegurando la continuidad del negocio a largo plazo. Esta política de prudencia financiera permite mantener una adecuada creación de valor para el accionista a la vez que asegura la liquidez y la solvencia de ENDESA.

Los Administradores de la Sociedad Dominante consideran como indicador de seguimiento de la situación financiera el nivel de apalancamiento consolidado, considerando este ratio como el cociente resultante de dividir la deuda financiera neta entre el patrimonio neto, cuyo dato a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros

	Apalancamiento
	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Deuda Financiera Neta:	4.286	8.778
Deuda Financiera no Corriente (Nota 18.1)	7.551	9.886
Deuda Financiera Corriente (Nota 18.1)	1.152	974
Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes (Nota 14)	(4.335)	(1.986)
Derivados Registrados en Activos Financieros (Notas 10, 13 y 20)	(82)	(96)
Patrimonio Neto (Nota 15):	26.769	26.369
De la Sociedad Dominante	20.521	20.653
De los Intereses Minoritarios	6.248	5.716
Apalancamiento (%) (*)	16,0	33,3

(*) Deuda Financiera Neta / Patrimonio Neto.

Los Administradores de la Sociedad Dominante consideran que el rating asignado por las agencias de calificación crediticia no refleja únicamente la situación financiera de ENDESA ya que las tres agencias que realizan la evaluación de ENDESA han declarado que el nivel de rating de ENDESA se ve afectado no sólo por la situación de ENDESA sino también por la calificación crediticia de ENEL, dado el control que esta sociedad ejerce sobre ENDESA, de forma que el rating de ENDESA no podría ser superior al de ENEL aun en el caso de que su estructura financiera lo permitiese.

De cualquier forma, los Administradores de la Sociedad Dominante consideran que el rating otorgado por las agencias de calificación crediticia permitiría, en caso de ser necesario, que la Sociedad Dominante pudiera acceder a los mercados financieros en condiciones razonables.

A continuación se muestran los ratings a largo plazo asignados por las agencias de calificación crediticia a ENDESA a la fecha de formulación de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2013 y 2012 los cuales corresponden a niveles de "investment grade":

		31 de Diciembre de 2013		31 de Diciembre de 2012
	Largo Plazo	Corto Plazo	Perspectiva	Largo Plazo	Corto Plazo	Perspectiva
Standard & Poor's	BBB	A-2	Estable	BBB+	A-2	Negativa
Moody's	Baa2	P-2	Negativa	Baa2	P-2	Negativa
Fitch Ratings	BBB+	F2	Revisión Negativa	BBB+	F2	Negativa

15.1.9. Restricciones a la disposición de fondos y prenda sobre acciones de las filiales.

Ciertas sociedades de ENDESA cuentan con cláusulas incluidas en sus contratos financieros cuyo cumplimiento es requisito para efectuar distribuciones de resultados a los accionistas. A 31 de diciembre de 2013 y 2012 el importe de los saldos de deuda pendientes afectos a estas restricciones asciende a 518 y 583 millones de euros, respectivamente.

A 31 de diciembre de 2013 existían prendas sobre acciones de algunas de las filiales de ENDESA por importe de 141 millones de euros como garantía para el cumplimiento de obligaciones (154 millones de euros a 31 de diciembre de 2012).

15.1.10. Otra información.

Determinados miembros de la Alta Dirección de ENDESA que proceden de ENEL son beneficiarios de algunos de los planes de remuneración de ENEL basados en el precio de la acción de ENEL.

El coste de estos planes es asumido por ENEL sin realizar ninguna repercusión a ENDESA.

El resultado reconocido durante los ejercicios 2013 y 2012 por los planes de remuneración en acciones de ENEL contra el Patrimonio Neto ha ascendido a 7.475 euros y 610 euros, respectivamente.

15.2. Patrimonio neto: De los Intereses Minoritarios.

Ampliación de capital de Enersis, S.A.

Con fecha 20 de diciembre de 2012, la Junta Extraordinaria de Accionistas de Enersis, S.A. aprobó un aumento de capital por un total de 16.441.606.297 acciones a un precio de 173 pesos chilenos por acción, que fue suscrito en su totalidad el pasado 28 de marzo de 2013, por un importe total equivalente a 4.562 millones de euros, de los cuales 1.796 millones de euros han correspondido a la aportación en efectivo de accionistas minoritarios (1.724 millones de euros descontados los costes asociados a la operación).

ENDESA suscribió la parte que le correspondía de la referida ampliación de capital mediante la aportación del 100% del capital social de Cono Sur Participaciones, S.L.U., sociedad propietaria de sus participaciones directas en la región, a excepción de las participaciones en la propia Enersis, S.A. y en Empresa Propietaria de la Red, S.A.

Como resultado de este aumento de capital, se ha producido un incremento de 1.724 millones de euros en el epígrafe "Patrimonio Neto" del Estado de Situación Financiera Consolidado correspondiente al ejercicio anual terminado el 31 de diciembre de 2013, de los cuales 545 millones de euros corresponden a la Sociedad Dominante y 1.179 millones de euros a los Intereses Minoritarios. Esta distribución se debe al impacto de la diferencia entre el valor asignado en la ampliación de capital a la participación en Cono Sur Participaciones, S.L.U. aportada por ENDESA y el valor de dicha participación en las Cuentas Consolidadas de ENDESA.

Con efectos 1 de julio de 2013, se ha producido la absorción por parte de Inversiones Sudamérica Ltda de Cono Sur Participaciones, S.L.U., procediéndose a la liquidación de ésta última. Posteriormente con fecha 11 de octubre de 2013 se procedió a la liquidación de Inversiones Sudamérica Ltda habiendo quedado todas las participaciones aportadas por ENDESA a través de Cono Sur Participaciones, S.L.U. integradas directamente en Enersis, S.A. Estas operaciones no han supuesto efecto alguno sobre los Estados Financieros Consolidados de ENDESA.

Ampliación de capital de ENDESA Costanera, S.A.

Con fecha 5 de abril de 2013 la Asamblea de Accionistas de ENDESA Costanera S.A. resolvió aumentar el capital social por un importe de hasta 555 millones de pesos argentinos (equivalente a 76 millones de euros) y, en consecuencia, la emisión de hasta un total de 555 millones de nuevas acciones ordinarias escriturales de un valor nominal de un peso argentino por acción y con derecho a un voto por acción.

Esta operación de ampliación de capital culminó el 21 de noviembre de 2013, habiéndose incrementado la participación de ENDESA desde un 69,76% a un 75,68%. La mencionada ampliación de capital ha supuesto un incremento en el epígrafe de "Intereses Minoritarios" por 17 millones de euros, que corresponde a la aportación en efectivo que han realizado los mismos.

16. Ingresos diferidos.

El movimiento de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto durante los ejercicios 2013 y 2012 ha sido el siguiente:

Millones de Euros
	Subvenciones de Capital	Instalaciones Cedidas de Clientes	Derechos de Emisión (Notas 7.1 y 27.2)	Total
Saldo a 1 de Enero de 2012	364	3.750	15	4.129
Altas	27	430	157	614
Imputación a Resultados	(17)	(117)	(157)	(291)
Otros	(2)	-	(4)	(6)
Saldo a 31 de Diciembre de 2012	372	4.063	11	4.446
Altas	16	277	-	293
Imputación a Resultados	(19)	(133)	-	(152)
Otros	3	3	(11)	(5)
Saldo a 31 de Diciembre de 2013	372	4.210	-	4.582

Dentro del epígrafe de "Subvenciones de Capital" se reconocen, principalmente, las ayudas recibidas al amparo de lo previsto en los convenios de colaboración para la realización de planes de mejora de la calidad del suministro eléctrico en la red de distribución firmados, entre otros, con el Ministerio de Industria, Energía y Turismo y los Organismos Públicos de las Comunidades Autónomas para la construcción de instalaciones de distribución eléctrica.

Dentro del epígrafe de "Instalaciones Cedidas de Clientes" se reconocen, fundamentalmente, la valoración realizada sobre las instalaciones de distribución cedidas por clientes y los ingresos recibidos por terceros, distintos a Organismos Oficiales, por derechos de acometidas y derechos de extensión derivados de las instalaciones necesarias para hacer posibles los nuevos suministros y efectuar extensiones de la red de distribución existente, regulados hasta el ejercicio 2000 inclusive por el Real Decreto 2949/1982, de 15 de octubre, por el que se dan Normas sobre acometidas eléctricas y se aprueba el Reglamento correspondiente, y, desde el ejercicio 2001, por el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica, compuestos de aquellos ingresos por derechos de extensión y acometidas que la empresa distribuidora está obligada a realizar en función de la tensión y potencia solicitados, dentro del límite establecido legalmente, y aquellos ingresos por derechos de extensión y acometidas efectuados con cargo a las aportaciones realizadas por el promotor.

17. Provisiones no corrientes.

El desglose de este epígrafe en el Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros
	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Provisiones para Pensiones y Obligaciones Similares	1.141	1.144
Provisiones para Planes de Reestructuración de Plantilla	579	856
Otras Provisiones no Corrientes	1.907	2.381
TOTAL	3.627	4.381

17.1 Provisiones para pensiones y obligaciones similares.

Los trabajadores de las empresas de ENDESA en España incluidos en el Acuerdo Marco de 25 de octubre de 2000 son partícipes del Plan de Pensiones de los Empleados de ENDESA. La mayor parte lo son en régimen de aportación definida para la contingencia de jubilación, y de prestación definida para las contingencias de invalidez y fallecimiento en activo.

No obstante, existen dos grandes colectivos de trabajadores, de número acotado en tanto que no puede haber nuevas incorporaciones, que no corresponden al modelo general, anteriormente indicado. Estos colectivos son:

Trabajadores de Ordenanza Eléctrica de la antigua ENDESA.

Sistema de pensiones de prestación definida de jubilación, invalidez y fallecimiento, tanto en la etapa activa como pasiva. El carácter predeterminado de la prestación de jubilación y su aseguramiento íntegro eliminan cualquier riesgo respecto de la misma. Las restantes prestaciones están también garantizadas mediante contratos de seguros. Así, salvo en lo concerniente a la prestación de fallecimiento de jubilados, el seguimiento de este sistema no es muy diferente del que precisan los planes mixtos descritos anteriormente.

Trabajadores del ámbito Fecsa / Enher / HidroEmpordá.

Plan de pensiones de prestación definida con crecimiento salarial acotado con el Índice de Precios de Consumo (IPC). En este caso su tratamiento corresponde estrictamente al de un sistema de prestación definida. Durante el ejercicio 2011 se contrató una póliza para asegurar la totalidad de las prestaciones causadas, con el abono de una prima única, mediante la cual se elimina cualquier obligación futura respecto de dicho colectivo.

Adicionalmente, existen obligaciones de prestación de determinados beneficios sociales a los empleados durante el período de jubilación, principalmente relacionados con el suministro eléctrico. Estas obligaciones no se han externalizado y se encuentran cubiertas con la correspondiente provisión interna.

Fuera de España, existen compromisos de prestación definida de distinta naturaleza en Argentina, Brasil, Chile, y Colombia, que están soportados también mediante las correspondientes provisiones en fondo interno.

En Brasil, los empleados de ENDESA son partícipes de alguno de los planes de pensiones promovidos por sus filiales. Actualmente los compromisos post-jubilación de prestación definida de las filiales Ampla Energia e Serviços, S.A. y Companhia Energética do Ceará S.A. son los de mayor cuantía pero su sustitución por planes de aportación definida para los nuevos

empleados provoca una progresiva disminución de los partícipes de los primeros a favor de los segundos.

La administración de los planes de pensiones de ENDESA es realizada de conformidad con los límites generales de gestión y asunción de riesgos marcados en las respectivas legislaciones aplicables en España, en virtud del artículo 69.3 del Real Decreto 304/2004, de 20 de febrero, por el que se aprueba el Reglamento de Planes y Fondos de Pensiones. Asimismo, en Brasil según lo dispuesto en la Ley 3.792/2009, las direcciones ejecutivas de cada fundación aprueban anualmente una política de inversiones con un horizonte de cuatro años dentro de los límites marcados por la CMN/3792/09. De acuerdo con lo establecido en dichas legislaciones, los órganos de gobierno de cada fondo tienen aprobados documentos específicos para definir la gestión de riesgos realizada. Actualmente los fondos promovidos por las sociedades de ENDESA no asumen ningún riesgo específico salvo los inherentes al tipo de inversiones que se realizan:

• Los riesgos de la inversión en renta variable se derivan de la incidencia que pueda producirse por la volatilidad (variaciones) del precio de dichos activos, que es superior al de la renta fija.
• Los riesgos de la inversión en instrumentos financieros derivados se hallan en función del "apalancamiento" que conllevan, lo que les hace especialmente sensibles a las variaciones de precio del subyacente (activo de referencia).
• La inversión en activos denominados en divisas distintas al euro en los fondos en España conlleva un riesgo adicional derivado de las variaciones del tipo de cambio que se controlará, hasta donde sea posible y para el caso de los fondos de inversión o las Sociedades de Inversión de Capital Variable (SICAVs), limitando la inversión a monedas de países miembros de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), no invirtiendo más del 20% del patrimonio del fondo en monedas distintas al euro sin cobertura del riesgo del tipo de cambio y, en todo caso, mediante la gestión, por la entidad gestora, de la exposición a divisas, cabiendo incluso eventualmente recurrirse a su cobertura total.
• Las inversiones en activos no negociados, al efectuarse en mercados de liquidez limitada y menor eficiencia, presentan riesgos de valoración derivados tanto de los métodos que se utilicen como de la ausencia de precios de contraste en el mercado.

Las hipótesis utilizadas para el cálculo del pasivo actuarial para los compromisos de prestación definida no asegurados han sido los siguientes a 31 de diciembre de 2013 y 2012:

		España		Chile	Brasil			Colombia		Argentina (1)		Perú
	2013	2012	2013	2012	2013	2012	2013	2012	2013	2012	2013	2012
Tipo de Interés	3,61%	3,74%	5,40%	6,00%	12,19%	9,80%	7,25%	8,00%	5,50%	5,50%	6,80%	5,55%
Tablas de	PERM/F	PERM/F	RV	RV	AT	AT			RV	RV	RV	RV
Mortalidad	2000	2000	2004	2004	2000	2000	RV 08	RV 08	2004	2004	2004	2004
Rendimiento Esperado de	3,61%	3,74%	N/A	N/A	12,19%	9,98%	N/A	N/A	N/A	N/A	N/A	N/A
los Activos Revisión
Salarial	2,30%	2,30%	3,0%	3,0%	5,50%	7,6%	3,0%	3,5%	-	-	3,0%	3,0%

(1) Datos en términos reales.

El tipo de interés para descontar los compromisos en España se toma de una curva construida con los rendimientos de las emisiones de bonos corporativos de calificación crediticia "AA" y en base al plazo de pago estimado de las obligaciones derivadas de cada compromiso. Por otro lado, en los países latinoamericanos se toma una curva construida con los rendimientos de las emisiones, en términos generales, de bonos soberanos y en base al plazo de pago estimado de las obligaciones derivadas de cada compromiso.

A continuación se presenta el saldo registrado en el Estado de Situación Financiera Consolidado como consecuencia de la diferencia entre el pasivo actuarial por los compromisos de prestación definida y el valor de mercado de los activos afectos:

Millones de Euros

	2013	2012
Pasivo Actuarial	2.234	2.404
Activos Afectos	(1.171)	(1.307)
Diferencia	1.063	1.097
Limitación del Superávit por Aplicación
de CINIIF 14 y párrafo 57 (b) de la NIC 19	58	47
Saldo Contable del Déficit por Pasivo Actuarial	1.121	1.144

Los importes registrados en el Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto a 31 de diciembre de 2013 y 2012, son como sigue:

Millones de Euros

	2013	2012
Provisiones por Pensiones y Obligaciones Similares no Corrientes	1.141	1.144
Préstamos y Partidas a Cobrar (Nota 10.1)	(20)	-
Saldo Contable del Déficit por Pasivo Actuarial	1.121	1.144

A continuación se presenta la información sobre los pasivos actuariales netos para los compromisos de prestación definida por localización geográfica a 31 de diciembre de 2013 y 2012 y su variación en ambos ejercicios:

	2013
	España	Chile	Brasil	Colombia	Argentina	Total
Pasivo Actuarial Neto Inicial	727	64	209	136	8	1.144
Coste Neto por Intereses (Nota 32)	28	3	18	10	-	59
Costes de los Servicios en el Período	16	2	2	-	-	20
Beneficios Pagados en el Período	-	-	-	-	-	-
Aportaciones del Período	(41)	(6)	(24)	(16)	(1)	(88)
Otros Movimientos	19	-	-	-	-	19
Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Cambios en
Hipótesis Demográficas	-	-	-	-	-	-
Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Cambios en
Hipótesis Financieras	31	3	(158)	2	-	(122)
Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Experiencia	35	2	1	2	5	45
Rendimiento Actuarial de los Activos del Plan Excluyendo Intereses	(30)	-	115	-	-	85
Cambios del Límite del Activo	-	-	7	-	-	7
Diferencias de Conversión	-	(9)	(20)	(17)	(2)	(48)
Cambios en el Perímetro de Consolidación	-	-	-	-	-	-
Pasivo Actuarial Neto Final	785	59	150	117	10	1.121

	2012
	España	Chile	Brasil	Colombia	Argentina	Total
Pasivo Actuarial Neto Inicial	586	53	207	123	8	977
Coste Neto por Intereses (Nota 32)	23	3	17	12	-	55
Costes de los Servicios en el Período	11	2	1	-	-	14
Beneficios Pagados en el Período	-	-	-	-	-	-
Aportaciones del Período	(35)	(5)	(24)	(18)	(1)	(83)
Otros Movimientos	-	-	2	-	-	2
Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Cambios en
Hipótesis Financieras	183	2	81	6	-	272
Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Experiencia	(34)	5	34	5	1	11
Rendimiento Actuarial de los Activos del Plan Excluyendo Intereses	(16)	-	(137)	-	-	(153)
Cambios del Límite del Activo	-	-	47	-	-	47
Diferencias de Conversión	-	4	(19)	8	-	(7)
Cambios en el Perímetro de Consolidación	9	-	-	-	-	9
Pasivo Actuarial Neto Final	727	64	209	136	8	1.144

A continuación se detalla la información sobre los pasivos actuariales para los compromisos de prestación definida por localización geográfica a 31 de diciembre de 2013 y 2012 y su variación en ambos ejercicios:

Millones de Euros
	2013
	España	Chile	Brasil	Colombia	Argentina	Total
Pasivo Actuarial Inicial	1.407	64	789	136	8	2.404
Gastos Financieros	54	3	71	10	-	138
Costes de los Servicios en el Período	16	2	2	-	-	20
Beneficios Pagados en el Período	(51)	(6)	(50)	(16)	(1)	(124)
Otros Movimientos	19	-	-	-	-	19
Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Cambios en Hipótesis Demográficas	-	-	-	-	-	-
Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Cambios en Hipótesis Financieras	31	3	(158)	2	-	(122)
Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Experiencias	35	2	1	2	5	45
Diferencias de Conversión	-	(9)	(118)	(17)	(2)	(146)
Cambios en el Perímetro de Consolidación	-	-	-	-	-	-
Pasivo Actuarial Final	1.511	59	537	117	10	2.234

Millones de Euros

	2012
	España	Chile	Brasil	Colombia	Argentina	Total
Pasivo Actuarial Inicial	1.237	53	736	123	8	2.157
Gastos Financieros	55	3	72	12	-	142
Costes de los Servicios en el Período	11	2	1	-	-	14
Beneficios Pagados en el Período	(54)	(5)	(50)	(18)	(1)	(128)
Otros Movimientos	-	1	1	-	-	2
Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Cambios en Hipótesis Financieras	183	2	81	6	-	272
Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Experiencia	(34)	5	34	5	2	12
Diferencias de Conversión	-	3	(86)	8	(1)	(76)
Cambios en el Perímetro de Consolidación	9	-	-	-	-	9
Pasivo Actuarial Final	1.407	64	789	136	8	2.404

Los cambios en el valor de mercado de los activos afectos de cada grupo de planes por localización geográfica durante los ejercicios 2013 y 2012 son los siguientes:

Millones de Euros
	2013
	España	Chile	Brasil	Colombia	Argentina	Total
Valor de Mercado Inicial	680	-	627	-	-	1.307
Rendimiento Esperado	26	-	57	-	-	83
Aportaciones del Período	41	6	24	16	1	88
Beneficios Pagados en el Período	(51)	(6)	(50)	(16)	(1)	(124)
(Pérdidas) Ganancias Actuariales	30	-	(115)	-	-	(85)
Diferencias de Conversión	-	-	(98)	-	-	(98)
Valor de Mercado Final	726	-	445	-	-	1.171

	2012
	España	Chile	Brasil	Colombia	Argentina	Total
Valor de Mercado Inicial	650	-	530	-	-	1.180
Rendimiento Esperado	32	-	55	-	-	87
Aportaciones del Período	35	5	24	18	1	83
Beneficios Pagados en el
Período	(54)	(5)	(50)	(18)	(1)	(128)
(Pérdidas) Ganancias
Actuariales	17	-		136 -	-	153
Diferencias de Conversión	-	-	(68)	-	-	(68)
Valor de Mercado Final	680	-	627	-	-	1.307

Las principales categorías de los activos de los planes de prestación definida, en términos porcentuales sobre el total de activos, durante los ejercicios 2013 y 2012 son los siguientes:

	Porcentaje (%)
	2013	2012
Acciones	23	19
Activos de Renta Fija	66	72
Inversiones Inmobiliarias y Otros	11	9
TOTAL	100	100

El detalle del valor razonable de los activos de renta fija por área geográfica es como sigue:

Millones de Euros
País	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Brasil	308	373
España	300	363
Italia	65	79
Francia	23	28
Holanda	16	19
Gran Bretaña	13	16
Estados Unidos de América	11	14
Alemania	9	11
Luxemburgo	6	8
Bélgica	6	7
Otros	19	23
TOTAL	776	941

Los activos afectos a los planes de prestación definida a 31 de diciembre de 2013 incluyen acciones y bonos de sociedades de ENDESA por importe de 6 millones de euros (7 millones de euros a 31 de diciembre de 2012), cuentas a cobrar a ENDESA transmisibles surgidas por los Planes de Reequilibrio por importe de 5 millones de euros (12 millones de euros a 31 de diciembre de 2012) e inmuebles utilizados por las filiales de ENDESA en Brasil por importe de 46 millones de euros (25 millones de euros a 31 de diciembre de 2012).

Las acciones y los activos de renta fija tienen precios cotizados en los mercados activos. La rentabilidad esperada de los activos afectos se ha estimado teniendo en cuenta las previsiones de los principales mercados financieros de renta fija y variable, y asumiendo que las categorías de activos tendrán una ponderación similar a la del ejercicio anterior. La rentabilidad media real del ejercicio 2013 ha sido del 9,26% positiva en España y del 5,59% negativa en el resto de países (8,84% positiva en España y 18,89% positiva en el resto de países en el ejercicio 2012).

Actualmente no se está siguiendo ninguna estrategia de correlación entre activos-pasivos, la estrategia de inversión y la gestión del riesgo es única para todos los partícipes del plan.

La duración media ponderada, calculada mediante los flujos probables del compromiso, es de 15,3 años.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, el valor de los activos afectos a los planes de prestación definida colocados en deuda soberana es el siguiente:

Millones de Euros

País	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Brasil	308	470
España	204	420
Italia	35	22
Alemania	7	4
Francia	6	4
Bélgica	4	3
Holanda	4	7
Resto	14	11
TOTAL	582	941

Los importes registrados en el Estado del Resultado Consolidado adjunto por las obligaciones de pensiones de prestación definida por localización geográfica han sido los siguientes:

Millones de Euros

	2013	2012
Coste Corriente del Ejercicio (Nota 29)	(11)	(6)
Costes Financieros Netos (Nota 32)	(59)	(64)
Ingresos Financieros Netos (Nota 32)	-	9
TOTAL	(70)	(61)

El coste corriente del ejercicio imputado en el Estado del Resultado Consolidado adjunto no incluye 9 millones de euros en 2013 y 8 millones de euros en 2012 (véase Nota 29) del coste corriente del ejercicio correspondiente a personal prejubilado que estaba registrado previamente como provisión en el epígrafe "Provisión por Reestructuración de Plantilla" y que ha sido traspasado durante el ejercicio a las obligaciones por pensiones.

Conforme a la mejor estimación disponible, las aportaciones previstas para atender los planes de prestación definida en el ejercicio 2014 ascenderán aproximadamente a 86 millones de euros.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, la sensibilidad del valor del pasivo actuarial por pensiones ante fluctuaciones de 50 puntos básicos en las principales hipótesis actuariales es la siguiente:

Millones de Euros
Hipótesis	2013		2012
	Aumento 50 p.b.	Disminución 50 p.b.	Aumento 50 p.b.	Disminución 50 p.b.
Tipo de Interés	(144)	162	(171)	157
Índice de Precios de Consumo (IPC) (*)	71	(71)	77	(70)

(*) Referencia de porcentaje para la estimación del incremento salarial.

Las aportaciones realizadas a los planes de aportación definida se registran en el epígrafe "Gastos de Personal" del Estado del Resultado Consolidado adjunto. Los importes registrados por este concepto en los ejercicios 2013 y 2012 han ascendido a 47 y 54 millones de euros, respectivamente (véase Nota 29). Adicionalmente, se han aportado 42 y 41 millones de euros en 2013 y 2012, respectivamente, que estaban incluidos previamente en el epígrafe de "Provisiones para Planes de Reestructuración de Plantilla".

17.2. Provisiones para planes de reestructuración de plantilla.

Las obligaciones recogidas en el Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto en concepto de provisiones para planes de reestructuración de plantilla surgen como consecuencia de acuerdos de carácter colectivo o individual suscritos con los trabajadores de ENDESA en los que se establece el compromiso por parte de la empresa de proporcionar un régimen complementario al otorgado por el sistema público para la situación de cese de la relación laboral por acuerdo entre las partes.

El movimiento del epígrafe "Otras Provisiones no Corrientes: Planes de Reestructuración de Plantilla" del pasivo del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto durante los ejercicios 2013 y 2012 se muestra a continuación:

Millones de Euros

	2013	2012
Saldo Inicial	856	1.044
Dotaciones con Cargo al Estado del Resultado del Ejercicio:	(62)	75
Gastos de Personal (Nota 29)	(64)	(30)
Resultados Financieros (Nota 32)	2	105
Traspasos a Corto Plazo y Otros	(215)	(263)
Saldo Final	579	856

Adicionalmente, el epígrafe "Provisiones Corrientes" del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto a 31 de diciembre de 2013, incluye 323 millones de euros correspondientes a provisiones para planes de reestructuración de plantilla cuyo pago está previsto en el ejercicio 2014 (405 millones de euros a 31 de diciembre de 2012) (véase Nota 26).

Estos pasivos corresponden prácticamente en su totalidad a los expedientes de regulación de empleo firmados por las sociedades de ENDESA en España.

A 31 de diciembre de 2013 existen principalmente tres tipos de planes vigentes:

Expedientes de regulación de empleo aprobados en las antiguas empresas con anterioridad al proceso de reordenación societaria de 1999.

Para estos expedientes de regulación de empleo ha finalizado el plazo para que los empleados puedan acogerse por lo que la obligación corresponde prácticamente en su totalidad a empleados que ya han causado baja en la compañía. El colectivo considerado en la valoración es de 1.281 personas (1.654 personas a 31 de diciembre de 2012).

Plan voluntario de salidas aprobado en 2000.

El Plan afecta a los trabajadores con diez o más años de antigüedad reconocida en el conjunto de empresas afectadas a 31 de diciembre de 2005.

Los trabajadores mayores de 50 años, a 31 de diciembre de 2005, tienen derecho a acogerse a un plan de prejubilación a los 60 años, pudiendo incorporarse al mismo desde la fecha en que cumplen los 50 años hasta los 60 años con el mutuo acuerdo del trabajador y la empresa.

El colectivo total considerado en la valoración es de 2.261 personas, de las cuales 1.978 se encuentran actualmente en situación de prejubilación (2.744 personas y 2.266 personas, respectivamente, a 31 de diciembre de 2012).

La aplicación del Plan para trabajadores menores de 50 años, a 31 diciembre de 2005, requiere solicitud escrita del trabajador y aceptación de la empresa.

Las condiciones aplicables a los trabajadores menores de 50 años afectados por el Plan voluntario del año 2000 consisten en una indemnización de 45 días de salario por año de servicio más una cantidad adicional de 1 ó 2 anualidades en función de la edad a 31 de diciembre de 2005.

Planes Mineros 2006-2012.

Los trabajadores tienen derecho a acogerse al cumplir 52 años de edad física o equivalente durante el período 2006-2012, siempre y cuando reúnan a esa fecha al menos tres años de antigüedad y ocho años en puesto con coeficiente reductor. La adhesión al Plan se realiza de mutuo acuerdo entre el trabajador y la empresa.

El colectivo total considerado en la valoración es de 897 personas, de las cuales 868 se encuentran actualmente en situación de prejubilación (896 personas y 782 personas, respectivamente, a 31 de diciembre de 2012).

Las condiciones económicas aplicables a los trabajadores que se acojan a dichos planes de prejubilación son básicamente, las siguientes:

• La empresa garantiza al empleado, desde el momento de la extinción de su contrato y hasta la primera fecha de jubilación posible posterior a la finalización de las prestaciones contributivas por desempleo y, como máximo, hasta el momento en el que el afectado que cumpliendo la edad de jubilación cause el derecho, una indemnización en pagos periódicos en función de su última retribución anual, revisable en función del Índice de Precios de Consumo (IPC).
• De las cuantías resultantes se deducen las prestaciones y subsidios derivados de la situación de desempleo como cualesquiera otras ayudas oficiales a la prejubilación que se perciban con anterioridad a la situación de jubilado.

Las hipótesis utilizadas para el cálculo actuarial de las obligaciones por estos expedientes de regulación de empleo son las siguientes:

	2013	2012
Tipo de Interés	1,72%	1,22%
Índice de Precios de Consumo (IPC)	2,3%	2,3%
Tablas de Mortalidad	PERM/F 2000	PERM/F 2000

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, la sensibilidad del valor del pasivo actuarial por planes de reestructuración ante fluctuaciones de 50 puntos básicos en las principales hipótesis actuariales es la siguiente:

Millones de Euros
Hipótesis	2013		2012
	Aumento 50 p.b.	Disminución 50 p.b.	Aumento 50 p.b.	Disminución 50 p.b.
Tipo de Interés	(23)	25	(34)	37
Índice de Precios de Consumo (IPC) (*)	8	(8)	15	(16)

(*) Referencia de porcentaje para la estimación del incremento salarial.

17.3. Otras provisiones.

El movimiento y composición de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto durante los ejercicios 2013 y 2012 se muestra a continuación:

Millones de Euros
-------------------	--

	Provisiones para Litigios, Indemnizaciones y otras Obligaciones Legales o Contractuales	Provisiones por Costes de Cierre de las Instalaciones	Total
Saldo a 31 de Diciembre de 2012	1.051	1.330	2.381
Dotaciones Netas con cargo al Estado del Resultado del
Ejercicio	224	(10)	214
Dotaciones Netas con Cargo a Inmovilizado	-	(373)	(373)
Pagos	(97)	(17)	(114)
Diferencias de Conversión	(50)	(5)	(55)
Traspasos y Otros	7	(153)	(146)
Saldo a 31 de Diciembre de 2013	1.135	772	1.907

	Provisiones para Litigios, Indemnizaciones y otras Obligaciones Legales o Contractuales	Provisiones por Costes de Cierre de las Instalaciones	Total
Saldo a 31 de Diciembre de 2011	1.398	686	2.084
Dotaciones Netas con cargo al Estado del Resultado del	(130)	-	(130)
Ejercicio
Dotaciones Netas con Cargo a Inmovilizado	-	657	657
Pagos	(58)	(14)	(72)
Diferencias de Conversión	(28)	1	(27)
Traspasos y Otros	(131)	-	(131)
Saldo a 31 de Diciembre de 2012	1.051	1.330	2.381

El detalle de las provisiones por costes de cierre de las instalaciones por tipo de instalación es como sigue:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Centrales Nucleares (Notas 3a y 5)	500	1.028
Otras Centrales	100	114
Desmantelamiento de Contadores	84	91
Cierre Explotaciones Mineras	88	97
TOTAL	772	1.330

A 31 de diciembre de 2012, la provisión por desmantelamiento de las centrales nucleares recogía, entre otros, el cargo efectuado en el inmovilizado de acuerdo a la Ley 15/2012, de 27 de diciembre (véanse Notas 3a y 4.1), en concepto del impuesto sobre el combustible nuclear gastado y residuos radioactivos resultantes de la generación de energía nucleoeléctrica al que la Sociedad deberá hacer frente. En el ejercicio 2013, como consecuencia de las modificaciones introducidas en la Ley 16/2013, de 29 de octubre, en relación al impuesto sobre el combustible nuclear gastado y residuos radioactivos resultantes de la generación de energía nucleoeléctrica, que modifica la base imponible en los supuestos de cese definitivo de la explotación, se ha reestimado el importe de la provisión por desmantelamiento de las centrales nucleares por la parte del combustible nuclear gastado, con abono al Inmovilizado Material (véase Nota 5).

Litigios y arbitrajes.

A la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas los principales litigios o arbitrajes en los que se hallan incursas las sociedades de ENDESA son los siguientes:

• Existen tres procedimientos judiciales en curso contra ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.U. por incendios forestales en Cataluña de los que pudiera resultar la obligación de atender diversas reclamaciones por daños y perjuicios por importe superior a 42 millones de euros. Por otra parte, la Generalitat de Cataluña impuso una sanción de 10 millones de euros en expediente sancionador a dicha sociedad por los incidentes en el suministro producidos en la ciudad de Barcelona el 23 de julio de 2007. Dicha sanción ha sido confirmada con fecha 3 de septiembre de 2012 por sentencia del Tribunal Superior de Justicia (TSJ) de Cataluña, que ha sido recurrida en casación ante el Tribunal Supremo el 16 de noviembre de 2012.
• El 8 de mayo de 2008 se dictó sentencia en el recurso de casación interpuesto por ENDESA, S.A. ante el Tribunal Supremo contra sentencia de la Audiencia Nacional por la que se anuló la Orden de 29 de octubre de 2002, reguladora de los Costes de Transición a la Competencia (CTC) correspondientes al año 2001, dictada en recurso contenciosoadministrativo 825/2002 interpuesto por Iberdrola, S.A. El Tribunal Supremo desestima la pretensión de ENDESA, S.A. de que se casase la sentencia de la Audiencia Nacional. Se estima que su ejecución no debería tener un efecto económico significativo para ENDESA, S.A.
• En el mes de enero de 2009 se interpuso por parte de Josel, S.L. contra ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.U. demanda de resolución contractual por la venta de determinados inmuebles, como consecuencia de modificaciones en la calificación urbanística de los mismos, en la que se reclamaba la devolución de 85 millones de euros más intereses. El 9 de mayo de 2011 se dictó sentencia en primera instancia por la que se declaraba resuelto el contrato, lo que obligaba a la restitución de las prestaciones, y se condenaba a ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.U. a devolver el precio de la venta

más intereses, gastos e impuestos. El 20 de mayo de 2011 ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.U. presentó recurso de apelación ante la Audiencia Provincial de Palma de Mallorca, el cual ha sido estimado por sentencia en 2012, si bien el demandante ha interpuesto recurso de casación ante el Tribunal Supremo, que ha sido admitido a trámite el 6 de noviembre de 2012. ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.U. ha presentado escrito de oposición a la casación con fecha 14 de diciembre de 2012.

• Por Resolución de 2 de abril de 2009 la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) impuso a ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.U. una multa de 15 millones de euros por la comisión de una infracción contra el artículo 6 de la Ley de Defensa de la Competencia (LDC) y 82 del Tratado de la Unión Europea (TUE), supuestamente consistente en el abuso de posición dominante ocasionado por obstaculizar el acceso de la empresa comercializadora Céntrica Energía, S.L. al Sistema de Información de Puntos de Suministro (SIPS), creado por el Real Decreto 1535/2002, de 4 de junio, y ceder sus datos comerciales de clientes a la empresa comercializadora de su Grupo Empresarial, ENDESA Energía, S.A.U. Con fecha 26 de mayo de 2011 la Audiencia Nacional dictó sentencia confirmando la resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). El 17 de junio de 2011, fue presentado recurso contra dicha sentencia ante el Tribunal Supremo. El procedimiento está actualmente pendiente de sentencia. El 20 de enero de 2010 Céntrica Energía, S.L. interpuso demanda contra ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.U. en relación con las resoluciones que dictó la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) en abril de 2009 y, en su demanda, determina el valor que hubiera obtenido en el caso de haber tenido acceso a la información cuando solicitó el acceso masivo el 9 de octubre de 2006. El importe de la reclamación de daños y perjuicios asciende a 5 millones de euros. El 20 de enero de 2011, el Juzgado de lo Mercantil nº 2 de Barcelona dictó sentencia acordando reducir los daños reclamados por Céntrica Energía, S.L. a 3 millones de euros. Dicha sentencia fue recurrida por ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.U. en apelación. La Audiencia Provincial de Barcelona desestimó el recurso de apelación el 3 de mayo de 2012. La sentencia ha sido recurrida en casación.
• El 11 de mayo de 2009 el Ministerio de Industria, Energía y Turismo dictó Orden Ministerial por la que impuso cuatro sanciones por valor acumulado de 15 millones de euros a ENDESA Generación, S.A.U., como explotador responsable de la central nuclear Ascó I, en relación con la liberación de partículas radiactivas en dicha central en diciembre de 2007, por la comisión de cuatro infracciones graves tipificadas por la Ley 25/1964, de 29 de abril, de Energía Nuclear. Tal Orden fue recurrida ante la Audiencia Nacional. Simultáneamente, el Director General de Política Energética y Minas impuso dos sanciones por valor acumulado de 90 miles de euros por infracciones leves derivadas de los mismos incidentes, sanciones que fueron recurridas en alzada y posterior contencioso. Mediante Auto de la Audiencia Nacional de 1 de diciembre de 2009, a instancia de ENDESA Generación, S.A.U., se acordó la suspensión cautelar de la ejecutividad de la resolución impugnada, prestándose por ENDESA Generación, S.A.U., ante el Tribunal, aval bancario por el importe de la sanción, 15 millones de euros. Dicho recurso sigue pendiente de resolución sobre la cuestión principal, encontrándose desde el 14 de septiembre de 2010 en período de conclusiones y pendiente de sentencia. Mediante Auto de fecha 6 de abril de 2011 la Audiencia Nacional suspendió dicho recurso por razón de prejudiciabilidad.
• El 24 de junio de 2009, la Dirección de Investigación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) incoó expediente contra varias empresas de distribución eléctrica, entre las que se encuentra ENDESA, S.A. por una supuesta violación del artículo 1 de la Ley 15/2007, de 3 de julio, de Defensa de la Competencia y 81 del Tratado CE, consistente en la existencia de acuerdos colusorios que, siempre según la autoridad de competencia, habrían sido suscritos para impedir, restringir o

falsear la competencia en el mercado nacional de suministro de electricidad. El expediente sancionador incoado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) tenía como objeto analizar la existencia de posibles acuerdos ilegales entre las empresas de distribución consistentes en haber retrasado el proceso de cambio de comercializador. El expediente fue ampliado tanto en los sujetos (incluyéndose también a la patronal eléctrica Asociación Española de la Industria Eléctrica - UNESA) como en las imputaciones (incluyéndose posibles pactos colusorios para captar grandes clientes). Por Resolución del Consejo de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) de fecha 13 de mayo de 2011, se impuso a ENDESA, S.A. la multa de 27 millones de euros, que ha sido recurrida ante la Audiencia Nacional, habiendo ésta última suspendido el pago de la misma mediante Auto de 15 de septiembre de 2011, admitiendo la medida cautelar propuesta por ENDESA, S.A. Por Auto de 5 de noviembre de 2012 se acordó la apertura del período de prueba. El 11 de febrero de 2013 tuvo lugar la ratificación del informe pericial y el 14 de marzo de 2013 se presentó escrito de conclusiones. El 10 de junio de 2013 se presentó escrito de alegaciones contestando a una providencia de la Audiencia sobre el cálculo de la multa. El asunto está actualmente pendiente de sentencia.

• En mayo de 2010 se incoó expediente sancionador por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), contra ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.U., y otras empresas eléctricas como consecuencia de una denuncia de la Federación Nacional de Empresarios de Instalaciones Eléctricas (FENIE) como consecuencia de un posible comportamiento contrario a la competencia por parte de las empresas distribuidoras y otro, contra ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.U. con similar fundamento, en noviembre de 2011 en relación al ámbito geográfico de Mallorca. El 22 de febrero de 2012 la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha notificado a ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.U. Resolución por la que le impone una multa total de 23 millones de euros por supuesta conducta abusiva en el mercado de las instalaciones eléctricas al presentar ofertas económicas por instalaciones no reservadas al tiempo de informar al solicitante de suministro de las condiciones técnico-económicas de su solicitud y por discrepancia sobre la aplicación de las Normas del Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero, en materia de entronque y conexión entre 2008 y 2009. Con fecha 26 de abril de 2012 la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) impuso sanción de un millón de euros por el expediente referido a Mallorca. ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.U. ha recurrido ambas sanciones ante la Audiencia Nacional, quien ha suspendido el pago de las multas mediante sendos Autos de 21 de mayo y 3 de julio de 2012, respectivamente. Mediante Sentencia de la Audiencia Nacional notificada con fecha 23 de diciembre de 2013 se estima parcialmente el recurso interpuesto en el asunto de Mallorca (ASINEM) y ordena a la autoridad de competencia a reducir la multa (salvo que la Administración recurra en casación esto supondría una reducción de la multa en un 90%). Mediante Sentencia notificada con fecha 2 de diciembre de 2013 se desestima el recurso interpuesto en el Asunto de la Federación Nacional de Empresarios de Instalaciones Eléctricas (FENIE). Se ha interpuesto recurso de casación ante el Tribunal Supremo contra dicha Sentencia.
• El 4 de noviembre de 2010, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) incoó expediente sancionador contra la comercializadora ENDESA Energía XXI, S.L.U. por supuesta violación del artículo 3 de la Ley de Defensa de la Competencia (LDC) consistente en aplicar a determinados clientes sin derecho a la Tarifa de Último Recurso (TUR) unas condiciones contractuales diferentes a las exigidas en virtud del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril. El 12 de junio de 2012 notificó Resolución por la que sancionaba a ENDESA Energía XXI, S.L.U. con una multa de 5 millones de euros por infracción del artículo 3 de la Ley de Defensa de la Competencia (LDC). En julio de 2012, ENDESA Energía XXI, S.L.U. recurrió la referida resolución ante la Audiencia Nacional y solicitó la suspensión cautelar de la ejecución de la multa. Mediante Sentencia de la

Audiencia Nacional notificada con fecha 21 de noviembre 2013 se ha desestimado el recurso. Se ha interpuesto recurso de casación contra dicha Sentencia ante el Tribunal Supremo.

• En relación con el cumplimiento de la obligación de adaptación de la explotación de centrales nucleares a lo dispuesto por la Disposición Adicional Tercera de la Ley 12/2011, de 27 de mayo, ENDESA Generación, S.A.U. presentó en tiempo y forma el plan de adaptación exigido, si bien la Dirección General de Política Energética y Minas entendió que el mismo no reunía las condiciones exigidas, al requerir unanimidad entre los titulares de las respectivas centrales. ENDESA Generación, S.A.U. recurrió en alzada y el 13 de junio de 2012 le fue notificada Resolución del Subsecretario de Industria, Energía y Turismo desestimatoria de dicho recurso, que a su vez ha sido impugnada en vía contenciosa ante el Tribunal Superior de Justicia (TSJ) de Madrid. A su vez, el Ministerio de Industria, Energía y Turismo incoó expediente sancionador con fecha 27 de junio y 24 de septiembre de 2012 ha trasladado propuesta de resolución sancionadora de 0,9 millones de euros por cada central en la que participa ENDESA Generación, S.A.U. Mediante Auto de 13 de julio de 2013, la Audiencia Nacional ha estimado la medida cautelar solicitada por ENDESA Generación, S.A.U., suspendiendo la ejecutividad de la resolución impugnada mientras se tramita el recurso, habiendo prestado ENDESA Generación, S.A.U. aval en garantía del importe de la sanción, esto es, 3,6 millones de euros. Pendiente de sentencia.
• El Director General de Política Energética y Minas, el pasado día 23 de mayo de 2013, acordó el inicio de un expediente sancionador a ENDESA Generación, S.A.U. y a Iberdrola Generación, S.A.U., como explotadores responsables de la Central Nuclear Ascó I y de la Central Nuclear de Ascó II, por incumplimientos en relación a la pérdida de trazabilidad en el control de fuentes radiactivas en desuso procedentes de la mencionada central, por una supuesta infracción grave prevista en el artículo 86.b).3, de la Ley 25/1964, de 29 de abril, de Energía Nuclear (LEN) por incumplimiento del Plan de Gestión de Residuos Radiactivos y del Combustible Gastado (PGRR), apartado 3.1.2. relativo a "Modalidades de gestión implantadas en la instalación", e incumplimiento del Manual de Protección Radiológica (MPR), apartado 10.5 relativo a fuentes radiactivas, consistiendo el incumplimiento en la supuesta pérdida de la información afectada, y al tratarse de una central nuclear, conforme el artículo 89.1 de la Ley 25/1964, de 29 de abril, de Energía Nuclear (LEN), las infracciones tipificadas como graves pueden sancionarse con multa entre 300.001 euros, en su grado mínimo y 9 millones de euros en su grado máximo. El 10 de junio de 2013, se formularon las correspondientes alegaciones por parte de ENDESA Generación, S.A.U. solicitando, al haberse recuperado la trazabilidad de las fuentes, el archivo del expediente o, en su caso, de forma subsidiaria para el caso de no aceptarse dicho archivo, una vez acreditada la recuperación de la trazabilidad de las fuentes, que se califique la conducta como falta leve, tipificada en el artículo 86.c).3 de la de la Ley 25/1964, de 29 de abril, de Energía Nuclear (LEN), siendo la sanción en tal caso, de multa que, en su grado mínimo es de 15.000 euros y en su grado máximo de 300.000 euros. El 17 de octubre de 2013 se recibe propuesta de Resolución en la que se mantienen parte de los hechos determinados en el inicio de expediente sancionador, así como la calificación de los actos de ENDESA Generación, S.A.U. y de Iberdrola Generación, S.A.U., como graves, en su grado mínimo, con sanción de multa que se considera de 1,1 millones de euros, todo ello de acuerdo con el informe del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) de fecha 13 de septiembre de 2009. Dicha propuesta ha sido recurrida por escrito de 30 de octubre de 2013.
• En el año 1982, y en el marco de un proyecto de ampliación de la red de suministro de energía eléctrica de zonas rurales en Brasil financiado principalmente por órganos financieros internacionales (BID), Companhia Energética do Ceará S.A. (en ese momento propiedad del Estado de Ceará) firmó contratos de utilización del Sistema Eléctrico con

13 cooperativas, las cuales habían sido creadas a instancias del Gobierno y por exigencias de estos órganos financieros para efectos de implementar este proyecto. Estos contratos establecían la obligación de Companhia Energética do Ceará S.A. de pago de un alquiler mensual actualizable con la inflación, responsabilizándose a Companhia Energética do Ceará S.A. de la operación y mantenimiento de estos activos. Estos contratos se suscribieron por plazo indefinido y, dadas las circunstancias de la creación de las electrificadoras rurales, así como del entonces carácter público de Companhia Energética do Ceará S.A., no quedó en ellos establecida una clara identificación de las redes que eran objeto del contrato, toda vez que las mismas se han repuesto y ampliado desde la época, confundiéndose estos activos con los de propiedad de la compañía. Desde el año 1982 hasta junio 1995 Companhia Energética do Ceará S.A. pagó regularmente el alquiler por la utilización del Sistema Eléctrico a las cooperativas, actualizado mensualmente por el índice de inflación correspondiente. Sin embargo, a partir de junio de 1995, Companhia Energética do Ceará S.A., siendo aún propiedad estatal, decidió no continuar actualizando el valor de los pagos como tampoco realizar los ajustes que procedían. En 1998 Companhia Energética do Ceará S.A. fue privatizada y siguió pagando el alquiler de las redes a las cooperativas del modo que se venía haciendo hasta antes de su privatización, esto es, sin actualizar los valores de los alquileres. Consecuencia de lo anterior, algunas de estas cooperativas han interpuesto acciones judiciales en contra de Companhia Energética do Ceará S.A., entre las cuales destacar las dos acciones iniciadas por Cooperativa de Eletrificacao Rural do V do Acarau Ltda. La defensa de Companhia Energética do Ceará S.A. se ha basado fundamentalmente en que no es procedente la actualización de las rentas, ya que los activos carecerían de valor al tener una vida útil muy prolongada, en razón de la depreciación de los mismos; o, alternativamente, en el caso que los activos tuviesen algún valor, éste sería muy bajo, dado que Companhia Energética do Ceará S.A. es la que ha realizado la sustitución, ampliación y mantenimiento de los mismos. En una de estas acciones de Cooperativa de Eletrificacao Rural do V do Acarau Ltda., acción de revisión, se practicó una prueba pericial, la cual fue impugnada por Companhia Energética do Ceará S.A., aduciendo inconsistencias técnicas y solicitando la realización de una nueva pericia. A pesar de esta impugnación, atendiendo a una petición presentada por Cooperativa de Eletrificacao Rural do V do Acarau Ltda, en febrero de 2013 el juez decretó "la ejecución anticipada de condena", definiendo preliminarmente el valor del alquiler mensual de las supuestas instalaciones de Cooperativa de Eletrificacao Rural do V do Acarau Ltda, así como el pago inmediato de la diferencia entre ese valor y el valor actualmente pagado. Esta ejecución anticipada ha sido suspendida, en razón de los recursos presentados por Companhia Energética do Ceará S.A. Actualmente el proceso se encuentra en primera instancia, habiendo el juez rechazado el pedido de nuevo peritaje solicitado por Companhia Energética do Ceará S.A., declarando concluida la fase probatoria del proceso. Companhia Energética do Ceará, S.A. ha recurrido en contra de esta decisión. El juez estableció un plazo para alegaciones finales, las cuales fueron presentadas por las partes, a continuación de las cuales el juez podría dictar sentencia. El importe total de este juicio es de 153 millones de reales brasileños (equivalentes a 47 millones de euros).

La Companhia Brasileira de Antibióticos (CIBRAN) demandó a Ampla Energia e Serviços, S.A. la indemnización por la pérdida de productos y materias primas, rotura de maquinaria, entre otros, ocurridos debido al supuesto mal servicio suministrado por Ampla Energia e Serviços, S.A. entre 1987 y mayo de 1994, así como indemnización por daños morales. El proceso se encuentra en primera instancia acumulado a otros cinco procesos cuyo fundamento también sería la interrupción del suministro de energía, refiriéndose a los períodos que van entre los años 1987 a 1994, 1994 a 1999 y algunos días del año de 2002. El juez ordenó la realización de una pericia única para estos procesos, la cual fue desfavorable en parte para Ampla Energia e Serviços, S.A., por lo que fue impugnada solicitándose la práctica de un nuevo peritaje. Con fecha 5 de septiembre de 2013 el juez rechazó el pedido anterior, ante lo cual Ampla Energia e Serviços, S.A. interpuso embargos de declaración, los que se encuentran pendientes de conocimiento por el tribunal. La cuantía de todos los litigios se estima en aproximadamente 150 millones de reales brasileños (aproximadamente 46 millones de euros).

• En el año 1997 Ampla Energía e Serviços, S.A. inició un litigio en el que solicitaba la devolución del COFINS (impuesto brasileño que recae sobre los ingresos) pagado por el período comprendido entre enero de 1991 a agosto de 1996. El litigio quedó paralizado, hasta que en el año 2010 se reactivó de nuevo cuando la sociedad obtuvo resolución favorable en el litigio relativo a la inmunidad del COFINS. La sociedad solicita la devolución en base a que la Sentencia firme a su favor declara que la inmunidad es aplicable a ejercicios anteriores. En junio de 2013 se obtuvo decisión en primera instancia judicial favorable que declaró el derecho de Ampla Energía e Serviços , S.A. a la devolución del los importes pagados en concepto de COFINS por los años 1991 a 1996, en base a la inmunidad de Ampla Energía e Serviços, S.A. sobre ese tributo vigente hasta el año 2001, reconocida por sentencia firme y definitiva en marzo de 2010. La decisión no es definitiva y aún debe ser confirmada en instancia superior. El importe de la devolución, incluyendo intereses hasta el 31 de diciembre de 2013, asciende a 55 millones de euros.
• En octubre de 2009 Tractebel Energía S.A. demandó a Compañía de Interconexión Energética, S.A. basándose en el supuesto incumplimiento del "Contrato de Compra y Venta de 300 MW de potencia firme con energía asociada proveniente de Argentina" entre Compañía de Interconexión Energética, S.A. y Centrais Geradoras do Sul do Brasil S.A. (Gerasul – actualmente Tractebel Energía) celebrado en 1999. Tractebel Energía S.A. pide la condena de Compañía de Interconexión Energética, S.A. al pago de multa rescisoria de 118 millones de reales brasileños (aproximadamente 36 millones euros) y demás penalidades por la indisponibilidad de "potencia firme y energía asociada", las que se solicita sean determinadas en la fase de liquidación de la sentencia. El incumplimiento alegado se habría producido al no garantizar Compañía de Interconexión Energética, S.A. la disponibilidad de potencia contractualmente asegurada a Tractebel Energía S.A. por el plazo de 20 años, lo que supuestamente habría pasado a ocurrir desde marzo de 2005. Tractebel Energía S.A., en mayo de 2010 ha notificado a Compañía de Interconexión Energética, S.A., pero no en sede judicial, su intención de ejercer el derecho de toma de posesión de la Línea I (30%). El proceso está en primera instancia.
• En el año 2010 fue notificada a Compañía de Interconexión Energética, S.A. una demanda interpuesta por Furnas Centrais Eletricas S.A., en razón del supuesto incumplimiento por parte de Compañía de Interconexión Energética, S.A. del contrato de Compra de Potencia Firme con Energía Asociada para adquisición de 700 MW de potencia firme con energía asociada proveniente de Argentina, el cual fuera suscrito en 1998 con una vigencia de 20 años a partir de junio de 2000. Al igual que en el anterior litigio, como consecuencia de la crisis argentina, Compañía de Interconexión Energética, S.A. no pudo llevar a cabo los suministros a Furnas Centrais Eletricas S.A. En su demanda, Furnas Centrais Eletricas S.A. solicita se condene a Compañía de Interconexión Energética, S.A. a pagar 521 millones de reales brasileños (aproximadamente 160 millones de euros), correspondiente a la multa rescisoria prevista en el contrato, más actualizaciones e intereses de mora, desde la presentación de la demanda hasta el pago efectivo, y las demás penalidades por la indisponibilidad de "potencia firme y energía asociada", y otros conceptos, a ser determinados en la sentencia definitiva. El proceso se encuentra en primera instancia, a la espera de la dictación del fallo. Adicionalmente Compañía de Interconexión Energética, S.A. recibió de Furnas Centrais Eletricas S.A. una comunicación, no en sede judicial, indicando que en caso de rescisión por incumplimiento de Compañía de Interconexión Energética, S.A., tienen derecho a adquirir el 70% de la Línea I.
• Basilus S/A Serviço, Emprendimentos y Participaçoes (anteriormente denominada, Meridional S/A Serviços, Emprendimientos y Participaçoes) es la titular de los derechos litigiosos que adquirió a las constructoras Mistral Engenharia S/A y Cível, Indústria, Viacción e Engenharia S/A, que mantenían un contrato de servicios civiles para determinados activos con Centrais Eléctricas Fluminense, S.A. (CELF), propiedad del Estado de Río de Janeiro, quien terminó dicho contrato. Dado que los activos de Centrais Eléctricas Fluminense, S.A. fueron traspasados a Ampla Energia e Serviços, S.A. en el proceso de privatización, Basilus S/A Serviço, Emprendimentos y Participaçoes (antes Meridional S/A Serviços, Emprendimientos y Participaçoes) demandó en el año 1998 a Ampla Energia e Serviços, S.A., estimando que el traspaso de los referidos activos se había hecho en perjuicio de sus derechos, solicitando además el pago de facturas pendientes y multas contractuales por la rescisión del contrato de obra civil. En marzo de 2009 los Tribunales resolvieron dando la razón a la constructora, por lo que Ampla Energia e Serviços, S.A. y el Estado de Río de Janeiro interpusieron los correspondientes recursos. El 15 de diciembre de 2009 el Tribunal de Justicia Estatal aceptó el recurso y anuló el ganado por Meridional S/A Serviços, Emprendimientos y Participaçoes en marzo de 2009 dando la razón a Ampla Energia e Serviços, S.A. La sociedad de construcciones brasileña interpuso un recurso contra la resolución de 15 de diciembre de 2009, el cual no fue admitido iniciándose un largo proceso de recursos en diversas instancias que continúan sin resolverse definitivamente. El importe reclamado asciende a 1.052 millones de reales brasileños (aproximadamente 323 millones de euros).
• En el año 2001 se presentó en contra de la filial Emgesa S.A. E.S.P., Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. y de la Corporación Autónoma Regional una demanda por los habitantes de Sibaté, Departamento de Cundinamarca, la cual busca que las demandadas respondan solidariamente por los daños y perjuicios derivados de la contaminación en el embalse de El Muña, a raíz del bombeo que hace Emgesa, S.A. E.S.P. de las aguas contaminadas del río Bogotá. Frente a dicha demanda, Emgesa, S.A. E.S.P. se ha opuesto a las pretensiones argumentando que la empresa no tiene responsabilidad en estos hechos pues recibe las aguas ya contaminadas, entre otros argumentos. La pretensión inicial de los demandantes fue de 3.000.000.000 miles de pesos colombianos (aproximadamente 1.126 millones de euros). Emgesa, S.A. E.S.P. solicitó la vinculación de numerosas entidades públicas y privadas que hacen vertidos al río Bogotá o que, de una u otra manera, tienen competencia en la gestión ambiental de la cuenca de este río, solicitud respecto de la cual la Sección Tercera del Consejo de Estado resolvió tener como demandados propiamente a diversas de estas personas jurídicas. En enero de 2013 se presentaron contestaciones a la demanda y en junio de este mismo año se resolvió negar por improcedente la solicitud de nulidad de lo actuado en el proceso, propuesta por varias de las demandadas. Actualmente en el proceso se encuentra pendiente la resolución de excepciones previas y la citación a la audiencia de conciliación.
• En diciembre de 2001, la Constitución Federal brasileña fue modificada con la finalidad de clarificar la sujeción al COFINS (impuesto brasileño que recae sobre los ingresos) de la venta de energía realizada por las empresas eléctricas. La Constitución establece que los cambios legislativos entran en vigor 90 días después de su publicación, por lo que Ampla Energia e Serviços S.A. empezó a tributar por este impuesto a partir de abril de 2002. Sin embargo, la Receita Federal argumenta que la norma constitucional se refiere exclusivamente a normas con rango de Ley, pero no aplica en el caso de la norma constitucional, cuyas modificaciones entran en vigor de forma inmediata. El 30 de diciembre de 2013, fue notificada de la decisión de que no se aceptaban los argumentos expuestos. Ampla Energia e Serviços S.A. seguirá recurriendo ante los Tribunales de Justicia, por lo que tendrá que garantizar previamente la deuda tributaria. La cantidad en discusión en los tribunales de justicia asciende a 35 millones de euros.
• En el ejercicio 2002 EdF International, S.A. interpuso demanda de arbitraje ante la Corte Internacional de Arbitraje de la Cámara de Comercio Internacional contra ENDESA Internacional, S.A. (hoy ENDESA Latinoamérica, S.A.U.), Repsol, S.A. (anteriormente denominada Repsol YPF, S.A.) e YPF S.A. en la que solicita se condene a la primera a que pague a EdF International, S.A. la suma de 256 millones de dólares estadounidenses (equivalente a 186 millones de euros) más intereses y al Grupo Repsol a que igualmente pague a EdF International, S.A. la suma de 69 millones de dólares estadounidenses (equivalente a 50 millones de euros) más intereses. Esta demanda fue contestada por ENDESA Latinoamérica, S.A.U., Repsol, S.A. e YPF, S.A. presentando asimismo demanda reconvencional solicitando que EdF International, S.A. pague a ENDESA Latinoamérica, S.A.U. la suma de 58 millones de dólares estadounidenses (equivalente a 42 millones de euros) y a YPF, S.A. la suma de 14 millones de dólares estadounidenses (equivalente a 10 millones de euros). Este contencioso tiene su origen en la venta al Grupo francés EdF International, S.A. de las participaciones de YPF, S.A. y ENDESA Latinoamérica, S.A.U. en las sociedades argentinas Electricidad Argentina S.A. y Empresa Distribuidora Norte, S.A. Con fecha 22 de octubre de 2007 se emitió el laudo por parte del Tribunal. En síntesis, el laudo estimó parcialmente la demanda y parcialmente la reconvención. Como consecuencia de ello se condenó a ENDESA Latinoamérica, S.A.U. a pagar a EdF International, S.A. 100 millones de dólares estadounidenses (equivalente a 73 millones de euros) como deuda neta, más intereses, sin condenar en costas a ninguna de las partes. Todas las partes, demandante y codemandadas, plantearon recurso de nulidad parcial contra dicho laudo. Con fecha de 9 de diciembre de 2009 la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Comercial de Buenos Aires declaró la nulidad del laudo arbitral dictado el 22 de octubre de 2007, que queda "sin eficacia jurídica"; por ello, se deja sin efecto la obligación de pago de ENDESA Latinoamérica, S.A.U. prevista en el laudo de aproximadamente 100 millones de dólares estadounidenses (equivalente a 73 millones de euros), sin intereses. La referida Resolución de 9 de diciembre de 2009 fue objeto de Recurso Extraordinario Federal por parte de EdF International, S.A. en febrero de 2010, el cual fue desestimado con fecha 9 de marzo. No obstante EdF International, S.A. interpuso un nuevo recurso ante la Corte Suprema contra la resolución que desestima su Recurso Extraordinario federal y, de nuevo y en este caso en julio 2010, la Corte Suprema inadmitió el último de los posibles recursos de EdF International, S.A., por lo que ENDESA Latinoamérica, S.A.U. no tendrá que hacer frente a ningún pago. El arbitraje ha finalizado, si bien EdF International, S.A. ha intentado ejecutar el laudo arbitral en diversas jurisdicciones: España, Estados Unidos y Chile, sin éxito, y en Brasil todavía está pendiente.
• En el año 2002, el Estado de Río de Janeiro estableció que el Imposto sobre circulação de mercadorias e serviços (ICMS) (equivalente al Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA)) debería ser determinado y pagado los días 10, 20 y 30 del mismo mes del devengo, pero Ampla Energia e Serviços, S.A. continuó pagando el Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) de acuerdo con el sistema anterior (hasta el quinto día del mes siguiente al de su devengo). No obstante, debido a un acuerdo informal con el Estado de Río de Janeiro, y de dos sendas leyes de amnistía fiscal, en octubre de 2004, el Estado de Río de Janeiro levantó acta contra Ampla Energia e Serviços, S.A. para cobrar la multa por los pagos efectuados con retraso, acta que fue recurrida por Ampla Energia e Serviços, S.A. En febrero de 2007 Ampla Energia e Serviços, S.A. fue notificada de la decisión administrativa de primera instancia, la cual confirmó el Acta levantada por el Estado de Río de Janeiro. El 23 de marzo Ampla Energia e Serviços, S.A. presentó recurso ante el Consejo de Contribuyentes del Estado de Río de Janeiro, el cual también confirmó el Acta, por decisión del 26 de agosto de 2010. El Consejo de Contribuyentes del Estado de Río de Janeiro dictó fallo el 9 de mayo de 2012 en contra de Ampla Energia e Serviços, S.A. Este fallo fue notificado el 29 de agosto de 2012. Ampla Energia e Serviços, S.A. decidió adoptar una estrategia extraordinaria de solicitar a la Hacienda Pública Estatal (Superintendencia de Recaudación) la revisión de la decisión del Tribunal

Administrativo en base a la Ley de Amnistía (procedimiento de revisión previsto en la Ley de Amnistía de 2006). Así, la petición fue remitida al citado órgano y, sucesivamente, al propio Gobernador del Estado de Rio de Janeiro. Ampla Energia e Serviços, S.A. no ha obtenido respuesta a su petición de revisión por lo que la deuda debería haber estado suspendida hasta el análisis final del proceso en el ámbito administrativo pero ello no ha sido así. En noviembre de 2012 el Estado de Rio de Janeiro ha inscrito la deuda en el registro público como si fuera debida, lo que ha implicado la necesidad de aportar el 12 de noviembre de 2012 garantía del 140% de la deuda tributaria con objeto de poder seguir percibiendo fondos públicos. Una vez recibida la decisión, probablemente desfavorable, se recurrirá al poder judicial. La cuantía en discusión asciende a 71 millones de euros.

• La Ley 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario, promulgada el 6 de enero de 2002 por las autoridades argentinas, dejó sin efecto determinadas condiciones del contrato de concesión de la filial Empresa Distribuidora Sur, S.A. Esa norma preveía, además, que los contratos de concesión de servicios públicos se renegociasen en un plazo razonable para adaptarlos a la nueva situación. Sin embargo, la falta de renegociación del contrato de concesión de Empresa Distribuidora Sur, S.A. motivó que Enersis, S.A., Chilectra S.A., Empresa Nacional de Electricidad S.A. y Elesur S.A. (hoy Chilectra S.A.) presentaran en el año 2003 una solicitud de arbitraje al amparo del Tratado de Promoción y Protección de Inversiones Chileno-Argentino ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias relativas a Inversiones (CIADI). En la demanda se solicitó, por vía principal, que se declare la expropiación de la inversión con una indemnización total de 1.306 millones de dólares estadounidenses (aproximadamente 947 millones de euros); por vía subsidiaria, la indemnización de los daños ocasionados a la inversión por la falta de trato justo y equitativo, por un total de 318 millones de dólares estadounidenses, (aproximadamente 231 millones de euros) en ambos casos con un interés compuesto del 6,9% anual; además, demandan las cantidades que resulten de los daños generados a partir del primero de julio de 2004; y, finalmente, 102 millones de dólares estadounidenses (aproximadamente 74 millones de euros) para Elesur, S.A. (hoy Chilectra S.A.), por el menor precio recibido en la venta de sus acciones. El 15 de junio de 2005 las autoridades argentinas y Empresa Distribuidora Sur S.A. firmaron los documentos que constituyen el Acta Acuerdo. En el Acta Acuerdo se establecen los términos y condiciones modificatorias y complementarias del Contrato de Concesión previendo modificaciones a la tarifa, primero durante un período transitorio y luego mediante una Revisión Tarifaria Integral en la que se fijarán las condiciones para un período tarifario ordinario de cinco años. Tras diversas solicitudes, el arbitraje se encuentra suspendido desde marzo de 2006 en cumplimiento de exigencias del Acta Acuerdo, así como se encuentra suspendida la designación de uno de los árbitros, el cual renunció en 2010 a su cargo.
• En 2005 la Administración Tributaria brasileña notificó a Ampla Energia e Serviços, S.A., ahora ENDESA Brasil, S.A. como consecuencia de un proceso de fusión, una liquidación tributaria que ha sido recurrida. La Administración entiende que el régimen tributario especial, que exonera de tributación en Brasil a los intereses percibidos por los subscriptores de una emisión de "Fixed Rate Notes" realizada por Ampla Energia e Serviços, S.A. en 1998, no es aplicable. El 6 de diciembre de 2007 Ampla Energia e Serviços, S.A. obtuvo éxito en la segunda instancia administrativa, pero la Hacienda Pública brasileña presentó recurso especial al Consejo Superior de Recursos Fiscales y el 6 de noviembre de 2012 falló en contra de Ampla Energia e Serviços, S.A. La decisión fue notificada a Ampla Energia e Serviços, S.A. el 21 de diciembre de 2012 y el 28 de diciembre 2012 Ampla Energia e Serviços, S.A. procedió a presentar un recurso de aclaración al mismo órgano con el objetivo de que se aclare en una resolución final los puntos contradictorios del fallo y que se incorporen al mismo los argumentos de defensa relevantes que fueron omitidos. El 15 de enero de 2014 ENDESA Brasil, S.A. fue

notificada sobre la desestimación del recurso de aclaración y el 17 de enero de 2014 se presentó recurso ante el Tribunal de Rio. La cantidad en discusión asciende a 260 millones de euros.

• Los Estados de Río de Janeiro y de Ceará han incoado varias actas, por los años de 1996 a 1999 y 2007 a 2011 a Ampla Energia e Serviços, S.A. y por los años de 2003, 2004 y 2006 a Companhia Energética do Ceará, S.A., al entender que se había deducido incorrectamente Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) soportado en la adquisición de activos fijos. En concreto, los Estados entienden que determinados activos fijos de Ampla Energia e Serviços, S.A. y Companhia Energética do Ceará, S.A. no se destinaron a la actividad de producción o distribución de energía eléctrica y además, en el caso de Ampla Energia e Serviços, S.A., también se discute un tema de prueba sobre la documentación justificativa necesaria. En su defensa Ampla Energia e Serviços, S.A. y Companhia Energética do Ceará, S.A. argumentan que los créditos fueron tomados correctamente pues los activos se prestan a la actividad de distribución de energía y, por otra parte, Ampla Energia e Serviços, S.A. trata de probar que las facturas de adquisición son correctas. Los litigios se encuentran en diversas instancias administrativas y judiciales. La cuantía en discusión asciende a 47 millones de euros.
• Ante la Cámara Internacional de Comercio (ICC) se tramita un procedimiento arbitral entre Empresa Nacional de Electricidad S.A. y el Consorcio formado por: Ingeniería y Construcción Tecnimont Chile Compañía Limitada, Tecnimont S.p.A., Tecnimont do Brasil Construcao e Administracao de Projetos Ltda., Slovenske Energeticke Strojarne a.s. (SES) e Ingeniería y Construcción SES Chile Limitada, referido al contrato suscrito en 2007 de suministro, llave en mano, de una planta de generación térmica a carbón "Proyecto Ampliación Central Térmica Bocamina" ubicada en Coronel, Chile. Derivado de los graves incumplimientos del Consorcio, al no terminar las obras conforme a los términos y condiciones pactadas, con fecha 16 de octubre de 2012 Empresa Nacional de Electricidad S.A. procedió, con estricto cumplimiento a las condiciones que autoriza el contrato para tal efecto, a cobrar las garantías bancarias emitidas por el Banco Santander Chile por 94 millones de dólares estadounidense (aproximadamente 68 millones de euros) y Credit Agricole por 19 millones de dólares estadounidense (aproximadamente 14 millones de euros). Hasta la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas, Empresa Nacional de Electricidad S.A. sólo ha podido cobrar las garantías emitidas por el Banco Santander Chile. Seguidamente al cobro de las garantías aludidas, Empresa Nacional de Electricidad S.A. interpuso ante la Cámara (Rol 19015/CA) una solicitud de arbitraje para obtener el cumplimiento forzado del contrato más indemnización de perjuicios y, en subsidio, la terminación del mismo también con indemnización de perjuicios. En ambos casos, Empresa Nacional de Electricidad S.A. se reservó el derecho a litigar sobre el monto y cuantía de los perjuicios en una etapa posterior. Por su parte, Slovenske Energeticke Strojarne a.s. inició acciones ante la Cámara (Rol 1924/CA) solicitando se declarara ilegal el cobro de las garantías efectuado por Empresa Nacional de Electricidad S.A., proceso que se consolidó con el procedimiento arbitral antes mencionado. Con fecha 4 de enero de 2013 Empresa Nacional de Electricidad S.A. notificó al Consorcio el término anticipado del Contrato por incumplimiento grave de sus obligaciones, todo ello conforme a las normas prescritas en el Contrato. En cuanto al estado procesal, en enero 2013, los integrantes del Consorcio, por separado, han procedido a contestar la solicitud de arbitraje de Empresa Nacional de Electricidad S.A. y junto con ello, han demandado reconvencionalmente por un importe de aproximadamente 1.294 millones de dólares estadounidense (aproximadamente 938 millones de euros), en el caso de Tecnimont S.p.A., y 15 millones de dólares estadounidenses (aproximadamente 11 millones de euros), en el caso de Slovenske Energeticke Strojarne a.s. (SES). Con fecha 26 de marzo de 2013, Empresa Nacional de Electricidad S.A. contestó las demandas reconvencionales interpuestas en su contra, solicitando el rechazo de las mismas por ser inadmisibles e improcedentes. En cuanto al

procedimiento iniciado por Slovenske Energeticke Strojarne a.s. (Rol 1924/CA), se consolidó con el procedimiento arbitral precedentemente descrito. Con fecha 2 de diciembre de 2013 las partes intercambiaron memoriales de demanda. Por su parte, Empresa Nacional de Electricidad S.A. solicitó mediante este Memorial de Demanda que el tribunal arbitral declare el incumplimiento contractual de las demandadas, imputable a dolo o negligencia grave de su parte o, en subsidio, a culpa grave, y se reconozca el término del contrato por la causal de "Incumplimiento del Contratista". Fundado en lo anterior, solicita se declare ajustada a derecho la presentación a cobro de las garantías bancarias realizada por Empresa Nacional de Electricidad S.A. y pide la condena de las demandadas a multas y perjuicios, los cuales en total ascienden a 373 millones de dólares estadounidenses (270 millones de euros).

En agosto de 2013 la Superintendencia de Medio Ambiente formuló cargos en contra de Empresa Nacional de Electricidad S.A. debido a una serie de infracciones a la Resolución Exenta N° 206, de 2 de agosto de 2007 y sus resoluciones complementarias y aclaratorias, que califican ambientalmente el "Proyecto Ampliación Central Térmica Bocamina". Con fecha 27 de noviembre de 2013, la Superintendencia de Medio Ambiente reformuló los cargos cursados agregando dos nuevos a los ya efectuados. Empresa Nacional de Electricidad S.A. ha presentado su defensa, en diciembre de 2013, en la cual reconoce parcialmente algunas de estas infracciones oponiéndose al resto. Se está a la espera de la decisión de la Superintendencia de Medio Ambiente. Cabe señalar que con fecha 28 enero 2014 la autoridad ambiental, como medida provisional, paralizó temporalmente el funcionamiento de la Unidad I, orden que fue levantada el 6 de febrero 2014 habiéndose adoptado por Empresa Nacional de Electricidad, S.A. las medidas ordenadas por la autoridad. Por otro lado, en diciembre de 2013 y enero de 2014, sindicatos de pescadores y recolectoras de algas de Coronel (Chile), entre otros, interpusieron tres recursos de protección en contra de Empresa Nacional de Electricidad S.A. ante la Corte de Apelaciones de Concepción. En el primero de estos recursos se obtuvo por los demandantes una medida cautelar (orden de no innovar), la cual ordena detener el funcionamiento de la Unidad Generadora II de la Central Bocamina. Empresa Nacional de Electricidad S.A., por su parte, solicitó el alzamiento de esta orden de no innovar, petición que fue rechazada por la Corte. Asimismo, presentó su contestación a estos recursos, aportando los antecedentes para su rechazo. A la fecha se encuentran pendientes de ser conocidos por la Corte de Apelaciones de Concepción y, por ende, la Unidad II sigue parada (véase Nota 5.1).

El importe de los pagos realizados por la resolución de litigios en los ejercicios 2013 y 2012, ha ascendido a 78 y 58 millones de euros, respectivamente.

Los Administradores de la Sociedad consideran que las provisiones registradas en el Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto cubren adecuadamente los riesgos por los litigios, arbitrajes y demás operaciones descritas en esta Nota, por lo que no esperan que de los mismos se desprendan pasivos adicionales a los registrados.

Dadas las características de los riesgos que cubren estas provisiones, no es posible determinar un calendario razonable de fechas de pago si, en su caso, las hubiese.

18. Deuda financiera.

18.1. Deuda financiera corriente y no corriente.

El desglose de los epígrafes de Deuda Financiera Corriente y Deuda Financiera no Corriente a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es el siguiente:

	31 de Diciembre de 2013		31 de Diciembre de 2012
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente
Obligaciones y otros Valores Negociables	491	4.470	533	5.233
Deudas con Entidades de Crédito	226	2.071	177	2.599
Participaciones Preferentes	-	-	-	181
Otras Deudas Financieras (*)	265	818	261	1.441
Total Deuda Financiera sin Derivados	982	7.359	971	9.454
Derivados (Nota 20)	170	192	3	432
TOTAL	1.152	7.551	974	9.886

(*) Incluye arrendamientos financieros por importe de 447 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 (433 millones de euros no corrientes y 14 millones de euros corrientes) y 468 millones a 31 de diciembre de 2012 (452 millones de euros no corrientes y 16 millones de euros corrientes).

El desglose de los epígrafes de deuda financiera sin derivados por vencimientos es el siguiente:

	Valor Contable 31 de Diciembre de 2013			Vencimientos
		Corriente	No Corriente	2015	2016	2017	2018	Siguientes
Obligaciones y otros Valores Negociables
Tipo Fijo	1.997	341	1.656	223	420	6	7	1.000
Tipo Variable	2.964	150	2.814	139	999	346	281	1.049
Total	4.961	491	4.470	362	1.419	352	288	2.049
Deudas con Entidades de
Crédito
Tipo Fijo	101	8	93	11	11	14	33	24
Tipo Variable	2.196	218	1.978	207	554	682	86	449
Total	2.297	226	2.071	218	565	696	119	473
Otras Deudas Financieras
Tipo Fijo	640	143	497	46	40	40	39	332
Tipo Variable	443	122	321	56	152	51	28	34
Total	1.083	265	818	102	192	91	67	366
TOTAL	8.341	982	7.359	682	2.176	1.139	474	2.888

	Valor			Vencimientos
	Contable 31 de Diciembre de 2012	Corriente	No Corriente	2014	2015	2016	2017	Siguientes
Obligaciones y otros Valores
Negociables
Tipo Fijo	2.433	376	2.057	454	239	346	15	1.003
Tipo Variable	3.333	157	3.176	32	180	1.467	409	1.088
Total	5.766	533	5.233	486	419	1.813	424	2.091
Deudas con Entidades de Crédito
Tipo Fijo	181	70	111	12	11	11	23	54
Tipo Variable	2.595	107	2.488	355	213	403	1.159	358
Total	2.776	177	2.599	367	224	414	1.182	412
Participaciones Preferentes (*)
Tipo Fijo	-	-	-	-	-	-	-	-
Tipo Variable	181	-	181	181	-	-	-	-
Total	181	-	181	181	-	-	-	-
Otras Deudas Financieras
Tipo Fijo	659	137	522	53	33	31	31	374
Tipo Variable	1.043	124	919	61	34	784	32	8
Total	1.702	261	1.441	114	67	815	63	382
TOTAL	10.425	971	9.454	1.148	710	3.042	1.669	2.885

(*) Supuesto el ejercicio de la opción para el emisor de amortización anticipada en el décimo año.

El desglose de la deuda financiera de ENDESA, por monedas es el siguiente:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Dólar Estadounidense	2.853	2.102
Euro	2.553	4.879
Peso Colombiano	1.677	1.608
Real Brasileño	750	852
Peso Chileno	461	892
Nuevo Sol Peruano	302	351
Otras	107	176
TOTAL	8.703	10.860

El desglose de esta deuda, clasificada por monedas, considerando el efecto que tienen los derivados sobre dicha clasificación, es el siguiente:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Euro	3.731	5.204
Peso Colombiano	1.676	1.608
Dólar Estadounidense	1.424	1.802
Real Brasileño	751	860
Peso Chileno	746	901
Nuevo Sol Peruano	290	336
Otras	85	149
TOTAL	8.703	10.860

El valor nocional de la deuda financiera corriente y no corriente, sin derivados, a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es igual a 8.334 y 10.410 millones de euros, respectivamente.

El movimiento del valor nocional de la deuda financiera no corriente, sin derivados, en los ejercicios 2013 y 2012 es el siguiente:

	Valor Nocional a 31 de Diciembre de 2012	Pagos y Amortizaciones	Cambios en el Perímetro	Nueva Financiación	Traspasos	Diferencias de Conversión y de Tipo de Cambio	Valor Nocional a 31 de Diciembre de 2013
Obligaciones y otros Valores Negociables	5.229	(15)	-	461	(834)	(374)	4.467
Deudas con Entidades de Crédito	2.597	(523)	-	417	(380)	(41)	2.070
Participaciones Preferentes	181	(181)	-		- -	-	-
Otras Deudas Financieras	1.432	(500)	-	208	(259)	(66)	815
TOTAL	9.439	(1.219)	-	1.086	(1.473)	(481)	7.352

	Valor Nocional a 31 de Diciembre de 2011	Pagos y Amortizaciones	Cambios en el Perímetro	Nueva Financiación	Traspasos	Diferencias de Conversión y de Tipo de Cambio	Valor Nocional a 31 de Diciembre de 2012
Obligaciones y otros Valores Negociables	7.318	(2)	-	428	(2.596)	81	5.229
Deudas con Entidades de Crédito	3.922	(826)	-	1.851	(2.331)	(19)	2.597
Participaciones Preferentes	181	-	-		- -	-	181
Otras Deudas Financieras	979	(7)	-	518	(35)	(23)	1.432
TOTAL	12.400	(835)	-	2.797	(4.962)	39	9.439

El tipo de interés medio de la deuda financiera durante los ejercicios 2013 y 2012 ha sido del 5,7%.

18.2. Participaciones preferentes.

ENDESA Capital Finance, L.L.C. llevó a cabo en marzo de 2003 una emisión de participaciones preferentes por importe de 1.500 millones de euros con las siguientes características:

Dividendo:

Variable a un tipo de Euribor a tres meses con un mínimo del 4% T.A.E. y un máximo del 7% T.A.E. durante los diez primeros años y Euribor más 3,75% a partir del décimo año. El dividendo será pagadero trimestralmente.

Plazo:

Perpetuas, con opción para el emisor de amortización anticipada en el décimo año a su valor nominal.

Garantía:

Subordinada de ENDESA, S.A.

Retribución:

El pago de dividendos será preferente y no acumulativo, está condicionado a la obtención de beneficios consolidados o al pago de dividendos de las acciones ordinarias de ENDESA, S.A.

Tras la amortización parcial que se había realizado en el año 2011 por importe de 1.319 millones de euros con una Oferta Pública de Adquisición por su valor nominal, con fecha 7 de febrero de 2013, ENDESA Capital Finance, L.L.C. ha acordado de manera irrevocable efectuar la amortización de la totalidad de las participaciones preferentes que estaban vivas en esa fecha. Esta amortización se ha llevado a cabo el 28 de marzo de 2013 por un importe igual al valor del nominal de cada participación preferente más la remuneración devengada y no pagada hasta la fecha.

18.3. Clasificación de instrumentos financieros de pasivo no corrientes y corrientes por naturaleza y categoría.

La clasificación de los instrumentos financieros de pasivo no corrientes y corrientes del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto, excluyendo los registrados en las cuentas de acreedores comerciales y otras cuentas a pagar, por naturaleza y categoría a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es el siguiente:

	31 de Diciembre de 2013
	Otros Pasivos Pasivos Financieros a Financieros Mantenidos Cambios en para Negociar		Débitos y Partidas a Pagar	Derivados de Cobertura	TOTAL
Deudas con Entidades de Crédito	-	6	2.065	-	2.071
Obligaciones y otros Valores Negociables	-	77	4.393	-	4.470
Derivados (Nota 20)	-	-	-	192	192
Otros Pasivos Financieros	-	-	818	-	818
Deudas no Corrientes	-	83	7.276	192	7.551
Deudas con Entidades de Crédito	-	30	196	-	226
Obligaciones y otros Valores Negociables	-	256	235	-	491
Derivados (Nota 20)	-	-	-	170	170
Otros Pasivos Financieros	-	-	265	-	265
Deudas Corrientes	-	286	696	170	1.152
TOTAL	-	369	7.972	362	8.703
VALOR RAZONABLE	-	369	8.812	362	9.543

(1) Corresponde en su totalidad a pasivos financieros que, desde el inicio de la operación, son subyacente de una cobertura de valor razonable.

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2012
	Pasivos Financieros Mantenidos para Negociar	Otros Pasivos Financieros a VR con Cambios en PyG (2)	Débitos y Partidas a Pagar	Derivados de Cobertura	TOTAL
Deudas con Entidades de Crédito	-	37	2.562	-	2.599
Obligaciones y otros Valores Negociables	-	368	4.865	-	5.233
Derivados (Nota 20)	-	-	-	432	432
Otros Pasivos Financieros	-	-	1.622	-	1.622
Deudas no Corrientes	-	405	9.049	432	9.886
Deudas con Entidades de Crédito	-	6	171	-	177
Obligaciones y otros Valores Negociables	-	-	533	-	533
Derivados (Nota 20)	3	-	-	-	3
Otros Pasivos Financieros	-	-	261	-	261
Deudas Corrientes	3	6	965	-	974
TOTAL	3	411	10.014	432	10.860
VALOR RAZONABLE	3	411	10.735	432	11.581

(2) Corresponde en su totalidad a pasivos financieros que, desde el inicio de la operación, son subyacente de una cobertura de valor razonable.

18.4. Pérdidas y ganancias netas por categorías de pasivos financieros.

El importe de las pérdidas netas por categorías de pasivos financieros, indicados en el cuadro anterior, es como sigue:

Millones de Euros
	2013
	Pasivos Financieros Mantenidos para Negociar	Otros Pasivos Financieros a VR con cambios en PyG	Débitos y Partidas a Pagar	Derivados de Cobertura	TOTAL
(Pérdidas) / Ganancias en el Estado del Resultado	(21)	4	(541)	(85)	(643)
(Pérdidas) / Ganancias en Otro Resultado Global TOTAL	- (21)	- 4	- (541)	- (85)	- (643)

Millones de Euros

	2012
	Pasivos Financieros Mantenidos para Negociar	Otros Pasivos Financieros a VR con cambios en PyG	Débitos y Partidas a Pagar	Derivados de Cobertura	TOTAL
(Pérdidas) / Ganancias en el Estado del Resultado	(33)	(3)	(679)	(78)	(793)
(Pérdidas) / Ganancias en Otro Resultado Global	-	-	-	-	-
TOTAL	(33)	(3)	(679)	(78)	(793)

18.5. Otros aspectos.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 las sociedades de ENDESA tenían concedidas líneas de crédito no dispuestas por importe de 7.232 y 6.225 millones de euros, respectivamente, de los que 3.500 y 3.000 millones de euros, respectivamente corresponden a una línea de crédito formalizada con ENEL Finance International, N.V., no habiendo importe alguno dispuesto a 31 de diciembre de 2013 y 500 millones de euros a 31 de diciembre de 2012. Estas líneas garantizan la refinanciación de la deuda a corto plazo que se presenta en el epígrafe de "Deuda Financiera no Corriente" del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto (véase Nota 3n). El importe de estas líneas, junto con el activo corriente, cubre suficientemente las obligaciones de pago de ENDESA a corto plazo.

Durante el ejercicio 2013 las principales operaciones formalizadas han sido las siguientes:

• Ejercicio de la opción de amortización anticipada por parte de ENDESA, Capital Finance, L.L.C. de las Participaciones Preferentes, cancelándose de esta forma la totalidad de la emisión (181 millones de euros).
• Desembolso de operaciones financieras con el Banco Europeo de Inversiones a 15 años de plazo por importe de 150 millones de euros.
• En Argentina, Hidroeléctrica El Chocón, S.A. ha contratado un préstamo sindicado con diversas entidades financieras locales por un importe total de 149 millones de pesos argentinos (equivalente a 17 millones de euros) a un plazo de tres años.
• En Brasil, Ampla Energia e Serviços, S.A. formalizó un préstamo financiero con Banco do Brasil por 130 millones de reales brasileños (equivalente a 40 millones de Euros) a seis años de plazo. Adicionalmente, se obtuvieron fondos correspondientes a la financiación Banco Nacional do Desenvolvimento (BNDES) para inversiones en bienes de capital por 250 millones de reales brasileños (equivalente a 77 millones de euros) a siete años de plazo. Asimismo, Companhia Energética do Ceará, S.A. obtuvo fondos de Banco Nacional do Desenvolvimento (BNDES) para inversiones en bienes de capital por 150 millones de reales brasileños (equivalente a 46 millones de euros) a siete años de plazo.
• En Chile, Enersis, S.A. y Empresa Nacional de Electricidad, S.A. han renovado las líneas de crédito comprometidas con entidades financieras locales por importe total de 2 millones de unidades de fomento cada una (equivalente a 89 millones de euros) a un plazo de tres años.
• En Colombia, Emgesa S.A. E.S.P. ha realizado una emisión de bonos en el mercado local por 565.000 millones de pesos colombianos (equivalente a 212 millones de euros), a plazos de siete y doce años. Adicionalmente, se renegociaron préstamos financieros (Club Deal) por 305.000 millones de pesos colombianos (equivalente a 114 millones de euros) a un plazo de diez años. Asimismo, en el caso de Codensa S.A. E.S.P., se emitieron bonos en el mercado local por 375.000 millones de pesos colombianos (equivalente a 141 millones de euros) a plazos de cinco y doce años.
• En Perú, Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte, S.A.A. ha emitido un bono local por importe total de 50 millones de nuevos soles peruanos (equivalente a 13 millones de euros) a un plazo de veinte años. Además, ha suscrito dos préstamos bancarios con Banco Bilbao Vizcaya Argentaria por importe total de 89 millones de nuevos soles peruanos (equivalente a 23 millones de euros) a un plazo de cinco años, y se emitieron bonos por 195 millones de nuevos soles peruanos (equivalente a 50 millones de euros) a plazos de siete y veinticinco años.

Durante el ejercicio 2012 las principales operaciones formalizadas fueron las siguientes:

• Formalización de líneas de crédito y préstamos a largo plazo por importe de 785 millones de euros.
• En Brasil, Ampla Energia e Serviços, S.A. emitió bonos locales ("debentures") en reales brasileños por un importe total de 400 millones de reales brasileños (equivalente a 155 millones de euros) a plazos entre cinco y siete años.
• En Colombia, Emgesa, S.A. E.S.P. suscribió contratos de crédito con entidades financieras locales por un importe total de 305.000 millones de pesos colombianos (equivalente a 130 millones de euros) a un plazo de diez años. Adicionalmente, Emgesa, S.A. E.S.P. emitió un bono local en pesos colombianos por un importe total de 500.000 millones de pesos colombianos (equivalente a 213 millones de euros) a diez y quince años para cubrir las necesidades financieras del proyecto de inversión "El Quimbo".

El importe estimado de los intereses de la deuda financiera viva a 31 de diciembre de 2013, considerando que se mantuvieran durante toda la vida de cada una de las operaciones los tipos de interés vigentes en esa fecha, es el siguiente:

Millones de Euros
Instrumento	Total Intereses	2014	2015	2016	2017	2018	Siguientes
Obligaciones y otros Valores Negociables	2.526	269	243	216	168	145	1.485
Deudas con Entidades de Crédito	471	70	66	60	50	27	198
Otra Deuda Financiera	151	39	29	23	18	13	29
TOTAL	3.148	378	338	299	236	185	1.712

El importe estimado de los intereses de la deuda financiera viva a 31 de diciembre de 2012, considerando que se mantuvieran durante toda la vida de cada una de las operaciones los tipos de interés vigentes en esa fecha, es el siguiente:

Millones de Euros

Instrumento	Total Intereses	2013	2014	2015	2016	2017	Siguientes
Obligaciones y otros Valores Negociables	3.031	350	279	246	215	163	1.778
Deudas con Entidades de Crédito	553	88	70	66	63	53	213
Participaciones Preferentes (*)	2	2	-	-	-	-	-
Otra Deuda Financiera	205	58	39	29	20	16	43
TOTAL	3.791	498	388	341	298	232	2.034

(*) Supuesto el ejercicio de la opción para el emisor de amortización anticipada en el décimo año.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 no existen emisiones convertibles en acciones de la Sociedad, ni que otorguen privilegios o derechos que puedan, ante alguna contingencia, hacerlas convertibles en acciones.

La deuda financiera de determinadas sociedades de ENDESA contiene las estipulaciones financieras ("covenants") habituales en contratos de esta naturaleza.

ENDESA, S.A., ENDESA Capital, S.A.U. e International ENDESA B.V., que centralizan la mayor parte de la financiación de la actividad de ENDESA en España no tienen en sus contratos de financiación estipulaciones con ratios financieros que pudieran dar lugar a un incumplimiento que provocase un vencimiento anticipado de éstos.

Por otra parte, los compromisos tanto de la financiación bancaria formalizada por ENDESA, S.A. como de las emisiones de bonos realizadas por ENDESA Capital, S.A.U. e International ENDESA B.V. bajo sus programas de Global Medium Term Notes presentan las siguientes cláusulas:

• Cláusulas de incumplimiento cruzado ("cross-default") bajo las que la deuda deberá ser prepagada en el caso de incumplimiento en los pagos (por encima de cierto importe) sobre ciertas obligaciones de ENDESA, S.A. (ya sea como prestatario o como garante) o de los emisores.
• Cláusulas de limitación al otorgamiento de garantías ("negative pledge") donde ni los emisores ni ENDESA, S.A. pueden emitir hipotecas, gravámenes u otras cargas sobre sus activos para asegurar cierto tipo de obligaciones, a menos que garantías similares sean emitidas sobre los bonos en cuestión.
• Cláusula de "pari passu", bajo las que las deudas y garantías están, al menos, al mismo nivel de prelación que otras deudas no garantizadas ni subordinadas presentes y futuras emitidas por ENDESA, S.A. como garante o por los emisores.

La deuda emitida por ENDESA, S.A., ENDESA Capital, S.A.U. e International ENDESA B.V. no contiene ningún tipo de cláusulas de incumplimiento cruzado ("cross default") en relación con la deuda de Enersis, S.A. y Sociedades Dependientes.

Una parte menor del endeudamiento financiero de Enersis, S.A. y Empresa Nacional de Electricidad, S.A. contiene cláusulas de incumplimiento cruzado ("cross default") en relación con algunas de sus sociedades filiales chilenas, de forma que si una de ellas incurriera, en determinadas circunstancias, en incumplimiento de sus obligaciones de pago u otros compromisos por importes que de forma individual asciendan a 30 ó 50 millones de dólares estadounidenses (equivalente a 23 ó 36 millones de euros) (dependiendo de la operación), dicha situación podría desencadenar el vencimiento anticipado de una parte del endeudamiento de Enersis, S.A. y Empresa Nacional de Electricidad, S.A.

Con respecto a las cláusulas relacionadas con la calificación crediticia, a 31 de diciembre de 2013 y 2012 ENDESA, S.A. tiene contratadas operaciones financieras por importe de 172 y 236 millones de euros, respectivamente, que podrían requerir de garantías adicionales o de su renegociación en supuestos de reducción de la calificación crediticia por debajo de determinados niveles.

A 31 de diciembre de 2013, ENDESA y sus filiales tienen préstamos u otros acuerdos financieros con entidades financieras por un importe equivalente a 663 millones de euros (479 millones de euros a 31 de diciembre de 2012) que podrían ser susceptibles de amortización anticipada si se produce un cambio de control en ENDESA. Asimismo, contratos de derivados con un valor de mercado bruto de 2,5 millones de euros equivalentes a 30 millones de euros de nocional (valor de mercado bruto de 5 millones de euros equivalentes a 45 millones de euros de nocional a 31 de diciembre de 2012) podrían ser objeto de amortización anticipada como consecuencia del cambio de control.

Los contratos de endeudamiento con terceros de algunas filiales de ENDESA Generación, S.A.U. y de algunas filiales latinoamericanas, incluyen cláusulas estándar en la financiación de proyectos utilizados internacionalmente en este tipo de contratos. Asimismo, incluyen la obligatoriedad de pignorar en beneficio de los acreedores la totalidad de activos de los proyectos. El saldo vivo de la deuda con terceros que incluye este tipo de cláusulas asciende a 479 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 (530 millones de euros a 31 de diciembre de 2012) (véanse Notas 5.1 y 38.1).

Los Administradores de ENDESA consideran que la existencia de estas cláusulas no modificará la clasificación de la deuda entre corriente y no corriente que recoge el Estado de Situación Financiera Consolidado a 31 de diciembre de 2013 y 2012.

Tal y como se señala en la Nota 4.2, la regulación del sector eléctrico en Argentina está provocando un desfase entre los ingresos y costes, tanto de la actividad de generación como de distribución de electricidad, que está teniendo un impacto negativo en el equilibrio financiero de las empresas. Por este motivo, tanto al 31 de diciembre de 2012 como de 2013 algunas de las empresas de ENDESA en Argentina habían retrasado el cumplimiento de la obligación de pago al vencimiento de determinadas deudas. Estos retrasos no supondrían la aceleración del vencimiento de otras deudas financieras de ENDESA fuera de Argentina.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 ni ENDESA, S.A. ni ninguna otra de sus filiales significativas se encuentra en situación de incumplimiento de sus obligaciones financieras o de cualquier tipo de obligación que pudiera dar lugar a una situación de vencimiento anticipado de sus compromisos financieros.

19. Política de gestión de riesgos.

ENDESA está expuesto a determinados riesgos que gestiona mediante la aplicación de sistemas de identificación, medición, limitación de concentración y supervisión.

Entre los principios básicos definidos por ENDESA en el establecimiento de su política de gestión de los riesgos destacan los siguientes:

• Cumplir con las Normas de buen gobierno corporativo.
• Cumplir estrictamente con todo el sistema normativo de ENDESA.
• El Comité de Auditoría y Cumplimiento es un órgano perteneciente al Consejo de Administración de ENDESA, S.A. que, en el ámbito de Cumplimiento y Auditoría Interna, tiene encomendada la función de impulsar y supervisar el Gobierno de los Riesgos.
• Los Comités de Riesgos de Iberia y Latinoamérica son los órganos encargados de definir, aprobar y actualizar los principios básicos en los que se han de inspirar las actuaciones relacionadas con el riesgo.
• El Gobierno de Riesgos, se organiza operativamente a través de la existencia de las funciones de Control de Riesgos y de Gestión de Riesgos, siendo ambas funciones independientes.
• Cada negocio y área corporativa define:
  • i. Los mercados y productos en los que puede operar en función de los conocimientos y capacidades suficientes para asegurar una gestión eficaz del riesgo.
  • ii. Criterios sobre contrapartes.
  • iii. Operadores autorizados.
• Los negocios y áreas corporativas establecen para cada mercado en el que operan su predisposición al riesgo de forma coherente con la estrategia definida.
• Los límites de los negocios se ratifican por los Comités de Riesgos de Iberia y Latinoamérica.
• Las operaciones de los negocios y áreas corporativas se realizan dentro de los límites aprobados en cada caso.
• Los negocios, áreas corporativas, líneas de negocio y empresas establecen los controles de gestión de riesgos necesarios para asegurar que las transacciones en los mercados se realizan de acuerdo con las políticas, normas y procedimientos de ENDESA.

19.1. Riesgo de tipo de interés.

Las variaciones de los tipos de interés modifican el valor razonable de aquellos activos y pasivos que devengan un tipo de interés fijo así como los flujos futuros de los activos y pasivos referenciados a un tipo de interés variable.

El objetivo de la gestión del riesgo de tipos de interés es alcanzar un equilibrio en la estructura de la deuda que permita minimizar el coste de la deuda en el horizonte plurianual con una volatilidad reducida en el Estado del Resultado Consolidado.

Dependiendo de las estimaciones de ENDESA y de los objetivos de la estructura de la deuda, se realizan operaciones de cobertura mediante la contratación de derivados que mitiguen estos riesgos.

La estructura de riesgo financiero diferenciando entre riesgo referenciado a tipo de interés fijo y a tipo de interés variable, una vez considerados los derivados contratados, es la siguiente:

Millones de Euros

	Posición Neta
	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Tipo de Interés Fijo	2.740	4.767
Tipo de Interés Variable	1.546	4.011
TOTAL	4.286	8.778

Los tipos de interés de referencia de la deuda contratada por las sociedades de ENDESA son, fundamentalmente, el Euribor y el Libor del dólar estadounidense. En el caso de las monedas latinoamericanas, la deuda contratada normalmente está referenciada a los índices locales habituales en la práctica bancaria.

El desglose del valor nocional y del valor razonable de los derivados de tipo de interés a 31 de diciembre de 2013 y 2012, por designación, es el siguiente:

DERIVADOS		Nocional	Valor Razonable		Nocional Activos Financieros		Activo Valor Razonable		Nocional Pasivos Financieros		Pasivo Valor Razonable
TIPO DE INTERES	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Derivados Cobertura Flujos Caja
Swaps Tipo Interés	485	533	(31)	(67)	128	25	11	5	357	508	(42)	(72)
Opciones Tipo Interés	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Derivados Cobertura Valor Razonable
Swaps Tipo Interés	83	83	40	17	83	83	40	17	-	-	-	-
Opciones Tipo Interés	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Derivados Trading
Swaps Tipo Interés	30	955	2	1	30	45	2	4	-	910	-	(3)
Opciones Tipo Interés	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Total Swaps Tipo Interés	598	1.571	11	(49)	241	153	53	26	357	1.418	(42)	(75)
Total Opciones Tipo Interés	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Total Swaptions	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TOTAL DERIVADOS TIPO DE INTERES	598	1.571	11	(49)	241	153	53	26	357	1.418	(42)	(75)

El detalle de los flujos de efectivo esperados para los próximos ejercicios en relación con estos derivados es el siguiente:

Millones de Euros

	Estratificación Flujos Caja Esperados
Valor Actual (Neto de Interés Acumulado)	31 de Diciembre de 2013	2014	2015	2016	2017	2018	Siguientes
Derivados de Cobertura de Flujos Caja
Valor Razonable Positivo	11	7	3	2	-	-	-
Valor Razonable Negativo	(42)	(10)	(8)	(7)	(5)	(4)	(24)
Derivados de Cobertura de Valor
Razonable
Valor Razonable Positivo	40	3	3	3	2	2	5
Valor Razonable Negativo	-	-	-	-	-	-	-
Derivados de Tipo de Interés Trading
Valor Razonable Positivo	2	2	1	-	-	-	-
Valor Razonable Negativo	-	-	-	-	-	-	-

Estratificación Flujos Caja Esperados
31 de Diciembre de 2012	2013	2014	2015	2016	2017	Siguientes
5	-	5	-	-	-	-
(72)	(8)	(11)	(9)	(8)	(7)	(42)
17	3	3	3	3	1	5
-	-	-	-	-	-	-
4	3	2	1	-	-	-
(3)	(17)	-	-	-	-	-

Teniendo en cuenta las coberturas de flujos de caja que se consideran eficaces, el 36% de la deuda estaba protegida al riesgo de tipo de interés a 31 de diciembre de 2013 (43% a 31 de diciembre de 2012). Considerando también las coberturas de valor razonable, este porcentaje fue del 32% a 31 de diciembre de 2013 (40% a 31 de diciembre de 2012).

19.2. Riesgo de tipo de cambio.

Los riesgos de tipos de cambio se corresponden, fundamentalmente, con las siguientes transacciones:

• Deuda denominada en moneda extranjera contratada por sociedades de ENDESA.
• Pagos a realizar en mercados internacionales por adquisición de materias energéticas.
• Ingresos en sociedades de ENDESA en Latinoamérica referenciados a la evolución del dólar estadounidense.

Adicionalmente, los activos netos provenientes de las inversiones netas realizadas en sociedades extranjeras cuya moneda funcional es distinta del euro están sujetos al riesgo de fluctuación del tipo de cambio en la conversión de los Estados Financieros de dichas sociedades en el proceso de consolidación.

Con el objetivo de mitigar el riesgo de tipo de cambio sobre el Estado del Resultado, ENDESA ha contratado permutas financieras de divisa, seguros de cambio y opciones de divisa, entre otros. Adicionalmente, ENDESA también trata de que se produzca un equilibrio entre los cobros y pagos de efectivo de sus activos y pasivos denominados en moneda extranjera.

El desglose del valor nocional y del valor razonable de los derivados de tipo de cambio a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es el siguiente:

DERIVADOS	Nocional		Valor Razonable		Nocional Activos Financieros		Activo Valor Razonable		Nocional Pasivos Financieros		Pasivo Valor Razonable
TIPO DE CAMBIO	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Derivados Cobertura Flujos Caja
Futuros	587	512	(12)	-	105	324	-	4	482	188	(12)	(4)
Opciones	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Permutas Cruzadas Tipo de Interés/Divisas	763	823	(288)	(308)	328	368	29	47	435	455	(317)	(355)
Derivados
Cobertura Valor
Razonable
Futuros	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Opciones	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Permutas
Cruzadas Tipo de Interés/Divisas	244	261	(2)	18	44	254	-	23	200	7	(2)	(5)
Derivados
Trading
Futuros	594	102	10	-	476	27	12	2	118	75	(2)	(2)
Opciones	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Permutas
Cruzadas Tipo de	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Interés/Divisas
Total Futuro	1.181	614	(2)	-	581	351	12	6	600	263	(14)	(6)
Total Opciones	-	-		-	-	-	-	-	-	-	-	-
Total Permutas Cruzadas	1.007	1.084	(290)	(290)	372	622	29	70	635	462	(319)	(360)
TOTAL
DERIVADOS TIPO DE CAMBIO	2.188	1.698	(292)	(290)	953	973	41	76	1.235	725	(333)	(366)

El detalle de los flujos de efectivo esperados para los próximos ejercicios en relación con estos derivados es el siguiente:

Millones de euros

	Estratificación Flujos Caja Esperados
Valor Actual (Neto de Interés Acumulado)	31 de Diciembre de 2013	2014	2015	2016	2017	2018	Siguientes
Derivados de Tipo de Cambio Cobertura de Flujos Caja
Valor Razonable Positivo	29	31	-	-	-	-	-
Valor Razonable Negativo	(329)	(180)	(7)	(121)	-	-	-
Derivados de Tipo de Cambio Cobertura de Valor Razonable
Valor Razonable Positivo	-	2	2	2	2	1	(4)
Valor Razonable Negativo	(2)	(2)	3	(7)	-	-	-
Derivados de Tipo de Cambio Trading	12	7	-	-	-	-	-
Valor Razonable Positivo Valor Razonable Negativo	(2)	(3)	-	-	-	-	-
Millones de euros
Valor Actual (Neto de Interés Acumulado)	31 de Diciembre de 2012	2013	Estratificación Flujos Caja Esperados 2014	2015	2016	2017	Siguientes
Derivados de Tipo de Cambio Cobertura de Flujos Caja
Valor Razonable Positivo	51	2	47	-	-	-	-
Valor Razonable Negativo	(359)	(19)	(194)	(7)	(135)	-	-
Derivados de Tipo de Cambio Cobertura de Valor Razonable
Valor Razonable Positivo	23	11	5	12	(3)	2	(2)
Valor Razonable Negativo	(5)	-	1	1	1	1	1
Derivados de Tipo de Cambio Trading
Valor Razonable Positivo Valor Razonable Negativo	2 (2)	2 (2)	- -	- -	- -	- -	- -

Teniendo en cuenta las coberturas de tipo de cambio y las posiciones de deuda denominadas en las mismas monedas en las que se reciben los flujos económicos de los negocios en los países en los que operan las sociedades de ENDESA, el 97% de la deuda estaba protegido al riesgo de tipo de cambio a 31 de diciembre de 2013 (97% a 31 de diciembre de 2012).

19.3. Riesgo de precio de "commodities".

ENDESA se encuentra expuesto al riesgo de la variación del precio de "commodities", incluidos los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO2), Certified Emission Reductions (CERs) y Emission Reductions Unit (ERUs) fundamentalmente a través de:

• Compras de materias energéticas en el proceso de generación de energía eléctrica.
• Las operaciones de compra-venta de energía que se realizan en mercados nacionales e internacionales.

La exposición a las fluctuaciones de los precios de las "commodities" se controla mediante el seguimiento de límites de riesgo que reflejan la predisposición al riesgo definida por los Comités de Riesgos de Iberia y Latinoamérica. Estos límites están basados en los resultados esperados en base a un intervalo de confianza del 95%.

Adicionalmente, se realizan análisis particulares, desde la perspectiva de riesgos, del impacto de determinadas operaciones consideradas como relevantes en el perfil de riesgos de ENDESA y en el cumplimiento de los límites fijados.

Este riesgo se gestiona en el largo plazo mediante la diversificación de contratos, la gestión de la cartera de aprovisionamientos mediante la referencia a índices que representan una evolución similar o comparable a la de los precios finales de electricidad (generación) o de venta (comercialización), y a través de cláusulas contractuales de renegociación periódica que tienen como objetivo mantener el equilibrio económico de los aprovisionamientos.

En el corto y medio plazo las fluctuaciones de los precios de las diferentes "commodities" se gestionan mediante operaciones de cobertura específicas, generalmente por medio de derivados.

El detalle del valor nocional y del valor razonable de los derivados de "commodities" a 31 de diciembre de 2013 y 2012, es el siguiente:

	31 de Diciembre de 2013
	Valor Nocional	Valor Razonable	Valor Razonable Activo	Valor Razonable Pasivo
Derivados de Cobertura de Flujos de Caja	381	(3)	7	(10)
Permutas Financieras de Combustibles Líquidos y Gas	-	-	-	-
Derivados de Carbón	251	(5)	3	(8)
Permutas Financieras de Electricidad	130	2	4	(2)
Otros Derivados Físicos	-	-	-	-
Otros Derivados de Electricidad	-	-	-	-
Derivados no Designados Contablemente de Cobertura	3.254	18	105	(87)
Permutas Financieras de Combustibles Líquidos y Gas	1.006	(7)	11	(18)
Opciones de Combustibles Líquidos y Gas	10	-	-	-
Otros Derivados de Combustibles Líquidos y Gas	1	-	-	-
Permutas Financieras de Electricidad	1.905	17	77	(60)
Opciones de Electricidad	79	1	2	(1)
Otros Derivados de Electricidad	25	1	2	(1)
Permutas Financieras de Carbón	174	1	6	(5)
Opciones de Carbón	-	-	-	-
Otros Derivados de Carbón	48	4	6	(2)
Otros Derivados Físicos	6	1	1	-
TOTAL	3.635	15	112	(97)

	31 de Diciembre de 2012
	Valor Nocional Valor Razonable		Valor Razonable Activo	Valor Razonable Pasivo
Derivados de Cobertura de Flujos de Caja	615	(32)	4	(36)
Permutas Financieras de Combustibles Líquidos y Gas	37	1	1	-
Derivados de Carbón	245	(32)	1	(33)
Permutas Financieras de Electricidad	333	(1)	2	(3)
Otros Derivados Físicos	-	-	-	-
Otros Derivados de Electricidad	-	-	-	-
Derivados no Designados Contablemente de Cobertura	3.445	(20)	101	(121)
Permutas Financieras de Combustibles Líquidos y Gas	1.156	4	27	(23)
Opciones de Combustibles Líquidos y Gas	-	-	-	-
Otros Derivados de Combustibles Líquidos y Gas	-	-	-	-
Permutas Financieras de Electricidad	1.676	(23)	41	(64)
Opciones de Electricidad	135	13	15	(2)
Otros Derivados de Electricidad	5	-	1	(1)
Permutas Financieras de Carbón	208	-	7	(7)
Opciones de Carbón	-	-	-	-
Otros Derivados de Carbón	225	(8)	6	(14)
Otros Derivados Físicos	40	(6)	4	(10)
TOTAL	4.060	(52)	105	(157)

El detalle del valor razonable estratificado para los próximos ejercicios en relación con estos derivados es el siguiente:

Millones de Euros

	Estratificación Valor Razonable
Valor Razonable	31 de Diciembre de 2013	2014	2015	2016	2017	2018	Siguientes
Derivados de Cobertura de Flujos de Caja
Derivados de Electricidad	2	(1)	3	-	-	-	-
Derivados de Carbón	(5)	(5)	-	-	-	-	-
Derivados de Combustibles Líquidos y Gas	-	-	-	-	-	-	-
Otros Derivados Físicos	-	-	-	-	-	-	-
Derivados no Designados Contablemente
de Cobertura
Derivados de Electricidad	19	19	-	-	-	-	-
Derivados de Carbón	5	5	-	-	-	-	-
Derivados de Combustibles Líquidos y Gas	(7)	(5)	(2)	-	-	-	-
Otros Derivados Físicos	1	1	-	-	-	-	-

Millones de Euros

	Estratificación Valor Razonable
Valor Razonable	31 de Diciembre de 2012	2013	2014	2015	2016	2017	Siguientes
Derivados de Cobertura de Flujos de
Caja
Derivados de Electricidad	(1)	(1)	-	-	-	-	-
Derivados de Carbón	(32)	(32)	-	-	-	-	-
Derivados de Combustibles Líquidos y Gas	1	1	-	-	-	-	-
Otros Derivados Físicos	-	-	-	-	-	-	-
Derivados no Designados Contablemente
de Cobertura
Derivados de Electricidad	(10)	(11)	1	-	-	-	-
Derivados de Carbón	(8)	(8)	-	-	-	-	-
Derivados de Combustibles Líquidos y Gas	4	7	(3)	-	-	-	-
Otros Derivados Físicos	(6)	(6)	-	-	-	-	-

El detalle del impacto sobre el valor de los derivados de "commodities" existentes a 31 de diciembre de 2013 y 2012 que produciría una variación del 10% en los precios de las materias primas es el siguiente:

Millones de Euros
		31 de Diciembre de 2013			31 de Diciembre de 2012
Derivados de Cobertura de Flujos de Caja	-10%	Escenario Inicial	+10%	-10%	Escenario Inicial	+10%
Derivados de Electricidad	10	2	(5)	(33)	(1)	31
Derivados de Carbón	(30)	(5)	20	(53)	(32)	(11)
Derivados de Combustibles Líquidos y Gas	-	-	-	(3)	1	5
Otros Derivados Físicos	-	-	-	-	-	-

		31 de Diciembre de 2013		31 de Diciembre de 2012
Derivados no Designados Contablemente de Cobertura	-10%	Escenario Inicial	+10%	-10%	Escenario Inicial	+10%
Derivados de Electricidad	64	19	(24)	15	(10)	(64)
Derivados de Carbón	3	5	7	(41)	(8)	25
Derivados de Combustibles Líquidos y Gas	(24)	(7)	17	(11)	4	18
Otros Derivados Físicos	-	1	1	(5)	(6)	(6)

19.4. Riesgo de liquidez.

ENDESA mantiene una política de liquidez consistente en la contratación de facilidades crediticias a largo plazo comprometidas tanto con entidades bancarias como con sociedades del Grupo ENEL e inversiones financieras temporales por importe suficiente para soportar las necesidades previstas por un período que está en función de la situación y expectativas de los mercados de deuda y de capitales.

Las necesidades previstas antes mencionadas incluyen vencimientos de deuda financiera neta, es decir, después de derivados financieros. Para mayor detalle respecto a las características y condiciones de la deuda financiera y derivados financieros, véanse Notas 18 y 20.

A 31 de diciembre de 2013 ENDESA tenía una liquidez de 11.567 millones de euros (8.211 millones de euros a 31 de diciembre de 2012), 4.335 millones de euros en efectivo y otros medios líquidos equivalentes (1.986 millones de euros a 31 de diciembre de 2012) y 7.232 millones de euros en líneas de crédito disponibles de forma incondicional (6.225 millones de euros a 31 de diciembre de 2012).

19.5. Riesgo de crédito.

Dada la coyuntura económica actual, ENDESA viene realizando un seguimiento muy pormenorizado del riesgo de crédito.

En lo referente al riesgo de crédito correspondiente a las cuentas a cobrar por su actividad comercial, este riesgo es históricamente muy limitado dado el corto plazo de cobro a los clientes que no acumulan individualmente importes muy significativos antes de que pueda producirse la suspensión del suministro por impago, de acuerdo con la regulación correspondiente (véase Nota 12).

La deuda vencida de la actividad comercial del Negocio en España y Portugal asciende a 558 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 (581 millones de euros a 31 de diciembre de 2012). Esta cifra representa sólo 11,3 días de facturación equivalente (10,8 días de facturación a 31 de diciembre de 2012).

La deuda vencida de la actividad comercial del Negocio de Distribución en Latinoamérica asciende a 329 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 (359 millones de euros a 31 de diciembre de 2012). Esta cifra representa sólo 18,6 días de facturación equivalente (16,8 días de facturación a 31 de diciembre de 2012).

Respecto del riesgo de crédito de los activos de carácter financiero, las políticas de riesgo que sigue ENDESA son las siguientes:

ENDESA y sus filiales colocan sus excedentes de tesorería de conformidad con la política de gestión de riesgos de ENDESA, que requiere contrapartidas de primer nivel en los mercados en que se opera. Además, la mayor exposición por posiciones de tesorería con una contraparte no perteneciente al Grupo ENEL representa sólo el 10% del total (13% del total en el 2012).

• La contratación de derivados de riesgo de tipo de interés y de tipo de cambio se realiza con entidades de elevada solvencia, de manera que más del 59% (más del 57% en 2012) de la exposición en derivados de tipo de interés y de tipo de cambio, corresponde a operaciones con entidades cuyo rating es igual o superior a "A-". Ninguna contraparte acumula más del 20% del riesgo de crédito por este tipo de derivados (18% en 2012).
• El riesgo de crédito asociado a los instrumentos financieros contratados sobre "commodities" es asimismo limitado. Al cierre del 2013, y tomando como base los valores de mercado, la exposición en derivados de "commodities" resulta inferior a los 26 millones de euros (10 millones de euros en 2012). La calificación crediticia de las contrapartes con las que se opera se monitoriza con los ratings de las agencias de calificación especializadas o con rating interno equivalente, calculado de acuerdo a las mejores prácticas de mercado.
• Teniendo en cuenta los derivados de tipo de interés y de tipo de cambio, y los derivados sobre "commodities", ninguna contraparte acumula más del 15% (más del 17% en el 2012) del riesgo total de crédito de los instrumentos financieros.

Con la actual coyuntura económica y financiera, ENDESA toma una serie de precauciones adicionales que incluyen, entre otras:

• Análisis del riesgo, evaluación y monitorización de la calidad crediticia de las contrapartes.
• Solicitud de garantías en los casos que así lo requieran.
• Petición de avales en contrataciones de nuevos clientes.
• Seguimiento exhaustivo de los saldos a cobrar de clientes.

19.6. Riesgo de concentración.

El riesgo de concentración de clientes se gestiona y minimiza mediante una estrategia de negocio que cuenta con varios criterios de diversificación:

• Geográfica: actividad comercial en diferentes países y territorios;
• Tipología de clientes: grandes clientes industriales, empresas de tamaño medio y clientes de tipo residencial, tanto clientes privados como Administraciones Públicas;
• Actividad económica de los clientes: actividad comercial con clientes que actúan en diferentes sectores, y
• Tipología de productos comercializados: electricidad, gas natural y diferentes servicios de valor añadido, y que permite asegurar que las ventas a un cliente específico no representen un porcentaje significativo de los resultados económicos de ENDESA.

Este riesgo se controla mediante la monitorización periódica de las cuentas por cobrar de los clientes (deuda vencida y no vencida), tanto a nivel de cliente individual como por Grupo de entidades bajo un control común.

Así, en el Negocio en España y Portugal, las cuentas por cobrar de los diez clientes (grupo empresarial) con mayor exposición (deuda vencida y no vencida) representan menos del 14% del total.

Dada la naturaleza del Negocio de Distribución en Latinoamérica, en que la mayor parte de los clientes son empresas de tamaño medio y segmento minorista, el riesgo de concentración es limitado. A 31 de diciembre de 2013, las ventas de los diez principales clientes han supuesto menos del 6% sobre el total de las mismas.

19.7. Medición del riesgo.

ENDESA elabora una medición del Valor en Riesgo de sus posiciones de deuda y de derivados con el objetivo de garantizar que el riesgo asumido por ENDESA permanezca consistente con la exposición al riesgo definida por la Dirección, acotando así la volatilidad del Estado del Resultado Consolidado.

La cartera de posiciones incluidas a efectos de los cálculos del presente Valor en Riesgo se compone de:

• Deuda y derivados financieros.
• Derivados energéticos.

El Valor en Riesgo calculado representa la posible pérdida de valor de la cartera de posiciones descrita anteriormente en el plazo de un día con un intervalo de confianza del 95%. Para ello se ha realizado el estudio de la volatilidad de las variables de riesgo que afectan al valor de la cartera de posiciones, incluyendo:

• Tipo de interés Euribor.
• Tipo de interés Libor del dólar estadounidense.
• Para el caso de deuda en monedas latinoamericanas, los índices locales habituales de la práctica bancaria.
• Los tipos de cambio de las distintas monedas implicadas en el cálculo.
• Los precios de "commodities" (electricidad, combustibles, dióxido de carbono (CO2)).

El cálculo del Valor en Riesgo se basa en la generación de posibles escenarios futuros (a un día) de los valores de mercado (tanto spot como a plazo) de las variables de riesgo mediante metodologías de "Monte-Carlo" y "Bootstrapping". El número de escenarios generados asegura el cumplimiento de los criterios de convergencia de la simulación. Para la simulación de los escenarios de precios futuros se ha aplicado la matriz de volatilidades y correlaciones entre las distintas variables de riesgo calculada a partir del histórico de los retornos logarítmicos del precio.

Una vez generados los escenarios de precios se calcula el valor razonable de la cartera con cada uno de los escenarios, obteniendo una distribución de posibles valores a un día. El Valor en Riesgo a un día con un intervalo de confianza del 95% se calcula como el percentil del 5% de los posibles incrementos de valor razonable de la cartera en un día. Dicho formato coincide con el que se reporta el Valor en Riesgo de las carteras de trading energéticas.

Teniendo en cuenta las hipótesis descritas, el Valor en Riesgo de las posiciones anteriormente comentadas desglosado por negocio y por tipo de posición se muestra en la siguiente tabla:

Millones de Euros

		31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
	España y Portugal	Latinoamérica	Total	España y Portugal	Latinoamérica	Total
Posiciones Financieras:	2	44	41	13	57	66
Por Tipo de Interés	1	46	47	14	58	68
Por Tipo de Cambio	2	2	3	3	6	7
Derivados Energéticos	6	-	6	10	-	10
TOTAL	8	44	47	23	57	76

Las posiciones de Valor en Riesgo han evolucionado a lo largo de los años 2013 y 2012 en función del vencimiento/inicio de las operaciones a lo largo del ejercicio.

20. Instrumentos financieros derivados.

ENDESA, siguiendo la política de gestión de riesgos descrita en la Nota 19, realiza contrataciones de derivados principalmente de tipo de interés, de tipo de cambio y de cobertura de operaciones físicas.

ENDESA no presenta de forma separada información sobre derivados implícitos, ya que las características y riesgos económicos inherentes a estos derivados están relacionados estrechamente con los contratos principales.

El detalle de la composición de los saldos a 31 de diciembre de 2013 y 2012 que recogen la valoración de los instrumentos financieros derivados a dichas fechas, es el siguiente:

	31 de Diciembre de 2013
	Activo			Pasivo
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente
Derivados de Deuda	39	43	170	192
Cobertura de Tipo de Interés:	10	41	2	40
Cobertura de Flujos de Caja	5	6	2	40
Cobertura de Valor Razonable	5	35	-	-
Cobertura de Tipo de Cambio:	29	-	168	152
Cobertura de Flujos de Caja	29	-	168	150
Cobertura de Valor Razonable	-	-	-	2
Derivados no Designados Contablemente de Cobertura	-	2	-	-
Derivados por Operaciones Físicas	108	8	102	6
Cobertura de Tipo de Cambio:	-	-	12	(1)
Cobertura de Flujos de Caja	-	-	12	(1)
Cobertura de Precio:	3	4	9	1
Cobertura de Flujos de Caja	3	4	9	1
Derivados no Designados Contablemente de Cobertura	105	4	81	6
Otros Derivados	8	-	2	-
TOTAL	155	51	274	198

Millones de Euros
	31 de Diciembre
	de 2012
	Activo Pasivo
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente
Derivados de Deuda	-	96	3	432
Cobertura de Tipo de Interés:	-	22	-	72
Cobertura de Flujos de Caja	-	5	-	72
Cobertura de Valor Razonable	-	17	-	-
Cobertura de Tipo de Cambio:	-	70	-	360
Cobertura de Flujos de Caja	-	47	-	355
Cobertura de Valor Razonable	-	23	-	5
Derivados no Designados Contablemente de Cobertura	-	4	3	-
Derivados por Operaciones Físicas	105	5	152	8
Cobertura de Tipo de Cambio:	3	-	2	-
Cobertura de Flujos de Caja	3	-	2	-
Cobertura de Precio:	4	-	36	-
Cobertura de Flujos de Caja	4	-	36	-
Derivados no Designados Contablemente de Cobertura	98	5	114	8
Otros Derivados	1	-	2	1
TOTAL	106	101	157	441

A continuación se presenta un desglose de los derivados contratados por ENDESA a 31 de diciembre de 2013 y 2012, su valor razonable y el desglose por vencimientos, de los valores nocionales o contractuales:

	31 de Diciembre de 2013
Derivados	Valor	Valor Nocional
	Razonable	2014	2015	2016	2017	2018	Siguientes	Total
DERIVADOS FINANCIEROS	(280)	81	56	914	36	255	290	1.632
Cobertura de Tipo de Interés:	9	5	5	208	30	74	246	568
Cobertura de Flujos de Caja	(31)	5	5	172	10	74	219	485
Permutas Financieras	(31)	5	5	172	10	74	219	485
Opciones	-	-	-	-	-	-	-	-
Cobertura de Valor Razonable	40	-	-	36	20	-	27	83
Permutas Financieras	40	-	-	36	20	-	27	83
Cobertura de Tipo de Cambio:	(291)	76	21	706	6	181	44	1.034
Cobertura de Flujos de Caja	(289)	-	-	608	1	181	-	790
Permutas Financieras	(289)	-	-	582	-	181	-	763
Futuros	-	-	-	26	1	-	-	27
Cobertura de Valor Razonable	(2)	76	21	98	5	-	44	244
Permutas Financieras	(2)	76	21	98	5	-	44	244
Derivados no Designados
Contablemente de Cobertura:	2	-	30	-	-	-	-	30
Permutas Financieras	2	-	30	-	-	-	-	30
DERIVADOS FISICOS:	14	3.937	448	406	-	-	-	4.791
De Tipo de Cambio:	(1)	689	62	405	-	-	-	1.156
De Cobertura:	(11)	499	62	-	-	-	-	561
Futuros	(11)	499	62	-	-	-	-	561
No Cobertura	10	190	-	405	-	-	-	595
Futuros	10	190	-	405	-	-	-	595
De Precio:	15	3.248	386	1	-	-	-	3.635
De Cobertura	(3)	221	160	-	-	-	-	381
Permutas Financieras	(3)	221	160	-	-	-	-	381
Otros	-	-	-	-	-	-	-	-
No Cobertura de Combustibles	(1)	1.142	102	1	-	-	-	1.245
Permutas Financieras	(5)	1.077	102	1	-	-	-	1.180
Otros	4	65	-	-	-	-	-	65
No Cobertura de Electricidad	19	1.885	124	-	-	-	-	2.009
Permutas Financieras	17	1.781	124	-	-	-	-	1.905
Otros	2	104	-	-	-	-	-	104
TOTAL	(266)	4.018	504	1.320	36	255	290	6.423

	31 de Diciembre de 2012
Derivados	Valor				Valor Nocional
	Razonable	2013	2014	2015	2016	2017	Siguientes	Total
DERIVADOS FINANCIEROS	(339)	918	895	91	414	109	227	2.654
Cobertura de Tipo de Interés:	(50)	8	181	12	123	109	182	615
Cobertura de Flujos de Caja	(67)	8	181	12	87	89	155	532
Permutas Financieras	(67)	8	181	12	87	89	155	532
Opciones	-	-	-	-	-	-	-	-
Cobertura de Valor Razonable	17	-	-	-	36	20	27	83
Permutas Financieras	17	-	-	-	36	20	27	83
Cobertura de Tipo de Cambio:	(290)	-	714	34	291	-	45	1.084
Cobertura de Flujos de Caja	(308)	-	634	-	189	-	-	823
Permutas Financieras	(308)	-	634	-	189	-	-	823
Cobertura de Valor Razonable	18	-	80	34	102	-	45	261
Permutas Financieras	18	-	80	34	102	-	45	261
Derivados no Designados
Contablemente de Cobertura:	1	910	-	45	-	-	-	955
Permutas Financieras	1	910	-	45	-	-	-	955
DERIVADOS FISICOS:	(50)	4.252	351	8	1	-	-	4.612
De Tipo de Cambio:	2	552	-	-	-	-	-	552
De Cobertura:	1	479	-	-	-	-	-	479
Futuros	1	479	-	-	-	-	-	479
No Cobertura	1	73	-	-	-	-	-	73
Futuros	1	73	-	-	-	-	-	73
De Precio:	(52)	3.700	351	8	1	-	-	4.060
De Cobertura	(32)	615	-	-	-	-	-	615
Permutas Financieras	(32)	615	-	-	-	-	-	615
Otros	-	-	-	-	-	-	-	-
No Cobertura de Combustibles	(10)	1.360	260	8	1	-	-	1.629
Permutas Financieras	4	1.106	249	8	1	-	-	1.364
Otros	(14)	254	11	-	-	-	-	265
No Cobertura de Electricidad	(10)	1.725	91	-	-	-	-	1.816
Permutas Financieras	(23)	1.613	63	-	-	-	-	1.676
Otros	13	112	28	-	-	-	-	140
OTRAS COBERTURAS	(2)	55	7	-	-	-	-	62
TOTAL	(391)	5.225	1.253	99	415	109	227	7.328

El importe nocional contractual de los contratos formalizados no supone el riesgo asumido por ENDESA, ya que este importe únicamente responde a la base sobre la que se realizan los cálculos de la liquidación del derivado.

En relación con las coberturas de flujos de efectivo, el importe registrado en el Estado del Resultado Consolidado adjunto de la parte ineficaz de la cobertura asciende a 9 millones de gasto en el ejercicio 2013 (10 millones de euros en el ejercicio 2012).

En las coberturas de valor razonable el importe registrado en el Estado del Resultado Consolidado adjunto del derivado y del elemento cubierto ha sido la siguiente:

Millones de Euros

	2013		2012
	Ingresos	Gastos	Ingresos	Gastos
Elementos Cubiertos (Nota 32)	9	5	8	11
Derivados (Nota 32) (*)	6	7	5	6
TOTAL	15	12	13	17

(*) Sin liquidaciones.

En 2013 no se han producido interrupciones de derivados designados inicialmente como coberturas de flujos de efectivo. El impacto en el Estado del Resultado Consolidado adjunto del ejercicio 2012 fue de 5 millones de euros positivos.

21. Desglose de activos y pasivos financieros no corrientes y corrientes objeto de compensación según lo dispuesto en la NIIF 7.

El detalle de los activos y pasivos financieros no corrientes y corrientes objeto de compensación a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es como sigue:

Millones de Euros
-------------------	--

		31 de Diciembre de 2013
	Importe Bruto de Activos Financieros	Importe Objeto de Compensación	Importes Netos de Activos Financieros presentados en los Estados Financieros	Importes bajo Acuerdos de Compensación no Compensados
				Instrumento Financiero	Garantías Financieras	Importe Neto
Activos Financieros no Corrientes (Nota 10)	3.303	-	3.303	(6)	-	3.297
Derivados	43	-	43	(6)	-	37
Total Activo no Corriente	3.303	-	3.303	(6)	-	3.297
Deudores Comerciales y otras Cuentas a Cobrar (Nota 12)	5.031	(52)	4.979	(187)	-	4.792
Clientes por Ventas y Prestación de Servicios	4.132	(52)	4.080	(104)	-	3.976
Derivados	116	-	116	(83)	-	33
Total Activo Corriente	5.031	(52)	4.979	(187)	-	4.792

		31 de Diciembre de 2012
		Importe Objeto de Compensación	Importes Netos de Activos Financieros presentados en los Estados Financieros	Importes bajo Acuerdos de Compensación no Compensados
	Importe Bruto de Activos Financieros			Instrumento Financiero	Garantías Financieras	Importe Neto
Activos Financieros no Corrientes (Nota 10)	1.965	-	1.965	(5)	-	1.960
Derivados	96	-	96	(5)	-	91
Total Activo no Corriente	1.965	-	1.965	(5)	-	1.960
Deudores Comerciales y otras Cuentas a Cobrar (Nota 12)	5.474	(149)	5.325	(407)	-	4.918
Clientes por Ventas y Prestación de Servicios	4.718	(149)	4.569	(318)	-	4.251
Derivados	106	-	106	(89)	-	17
Total Activo Corriente	5.474	(149)	5.325	(407)	-	4.918

	31 de Diciembre de 2013
				Importes bajo Acuerdos de Compensación no Compensados
	Importe Bruto de Pasivos Financieros	Importe Objeto de Compensación	Importes Netos de Pasivos Financieros presentados en los Estados Financieros	Instrumento Financiero	Garantías Financieras	Importe Neto
Otros Pasivos no Corrientes (Nota 23)	601	-	601	(5)	-	596
Derivados	6	-	6	(5)	-	1
Total Pasivo no Corriente	601	-	601	(5)		596
Acreedores Comerciales y otros Pasivos Corrientes (Nota 25)	9.339	(66)	9.273	(184)	(4)	9.085
Acreedores Comerciales	5.093	(66)	5.027	(108)	-	4.919
Derivados	104	-	104	(80)	-	24
Total Pasivo Corriente	9.339	(66)	9.273	(184)	(4)	9.085

		31 de Diciembre de 2012
				Importes bajo Acuerdos de Compensación no Compensados		Importe Neto
	Importe Bruto de Pasivos Financieros	Importe Objeto de Compensación	Importes Netos de Pasivos Financieros presentados en los Estados Financieros	Instrumento Financiero	Garantías Financieras
Otros Pasivos no Corrientes (Nota 23)	577	-	577	(4)	-	573
Derivados	9	-	9	(4)	-	5
Total Pasivo no Corriente	577	-	577	(4)	-	573
Acreedores Comerciales y otros Pasivos Corrientes (Nota 25)	8.889	(44)	8.845	(406)	-	8.439
Acreedores Comerciales	6.139	(44)	6.095	(319)	-	5.776
Derivados	154	-	154	(87)	-	67
Total Pasivo Corriente	8.889	(44)	8.845	(406)	-	8.439

22. Desglose de activos y pasivos no corrientes y corrientes valorados a valor razonable según lo dispuesto en la NIIF 13.

Las clasificaciones de los activos no corrientes y corrientes valorados a valor razonable del Estado de Situación Financiera Consolidado por niveles en jerarquía de valor razonable a 31 de diciembre de 2013 y 2012 son las siguientes:

Millones de Euros
	31 de Diciembre de 2013
	Valor Razonable	Nivel 1	Nivel 2	Nivel 3
Valores Representativos de Deuda	-	-	-	-
Derivados de Deuda	43	-	43	-
Derivados por Operaciones Físicas	8	2	6	-
Otros Derivados	-	-	-	-
Activos Financieros CINIIF 12	618	-	618	-
Otros Activos Financieros	-	-	-	-
Total Activo no Corriente	669	2	667	-
Valores Representativos de Deuda	-	-	-	-
Derivados de Deuda	39	-	39	-
Derivados por Operaciones Físicas	108	18	90	-
Otros Derivados	8	-	8	-
Otros Activos Financieros	225	225	-	-
Activos no Corrientes Mantenidos para la Venta y de Actividades Interrumpidas	3	-	3	-
Total Activo Corriente	383	243	140	-

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2012
	Valor Razonable	Nivel 1	Nivel 2	Nivel 3
Valores Representativos de Deuda	-	-	-	-
Derivados de Deuda	96	-	96	-
Derivados por Operaciones Físicas	5	1	4	-
Otros Derivados	-	-	-	-
Activos Financieros CINIIF 12	594	-	594	-
Otros Activos Financieros	-	-	-	-
Total Activo no Corriente	695	1	694	-
Valores Representativos de Deuda	-	-	-	-
Derivados de Deuda	-	-	-	-
Derivados por Operaciones Físicas	105	9	96	-
Otros Derivados	1	-	1	-
Otros Activos Financieros	-	-	-	-
Activos no Corrientes Mantenidos para la Venta y de Actividades Interrumpidas	78	-	78	-
Total Activo Corriente	184	9	175	-

Las clasificaciones de los pasivos no corrientes y corrientes valorados a valor razonable del Estado de Situación Financiera Consolidado por niveles en jerarquía de valor razonable a 31 de diciembre de 2013 y 2012 son las siguientes:

Millones de Euros
	31 de Diciembre de 2013
	Valor Razonable	Nivel 1	Nivel 2	Nivel 3
Deudas con Entidades de Crédito	6	-	6	-
Obligaciones y otros Valores Negociables	77	-	77	-
Derivados de Deuda	192	-	192	-
Derivados por Operaciones Físicas	6	1	5	-
Otras Coberturas	-	-	-	-
Otros Pasivos Financieros	-	-	-	-
Total Pasivo no Corriente	281	1	280	-
Deudas con Entidades de Crédito	30	-	30	-
Obligaciones y otros Valores Negociables	256	-	256	-
Derivados de Deuda	170	-	170	-
Derivados por Operaciones Físicas	102	12	90	-
Otras Coberturas	2	-	2	-
Otros Pasivos Financieros	-	-	-	-
Total Pasivo Corriente	560	12	548	-

	31 de Diciembre de 2012
	Valor Razonable	Nivel 1	Nivel 2	Nivel 3
Deudas con Entidades de Crédito	37	-	37	-
Obligaciones y otros Valores Negociables	368	-	368	-
Derivados de Deuda	432	-	432	-
Derivados por Operaciones Físicas	8	1	7	-
Otras Coberturas	1	-	1	-
Otros Pasivos Financieros	-	-	-	-
Total Pasivo no Corriente	846	1	845	-
Deudas con Entidades de Crédito	6	-	6	-
Obligaciones y otros Valores Negociables	-	-	-	-
Derivados de Deuda	3	-	3	-
Derivados por Operaciones Físicas	152	8	144	-
Otras Coberturas	2	-	2	-
Otros Pasivos Financieros	3	-	-	3
Total Pasivo Corriente	166	8	155	3

A continuación se detalla una conciliación entre los saldos iniciales y finales para aquellos pasivos corrientes cuyo valor razonable se califica como Nivel 3:

Millones de Euros
Saldo a 31 de Diciembre de 2011	6
Pérdida imputada en Resultado Financiero	(3)
Diferencias de Conversión	-
Saldo a 31 de Diciembre de 2012	3
Pérdida imputada en Resultado Financiero	(3)
Diferencias de Conversión	-
Saldo a 31 de Diciembre de 2013	-

El valor razonable del Nivel 2 se calcula tomando en consideración variables distintas a los precios cotizados incluidos en el Nivel 1 que sean observables en el mercado para el activo o pasivo, directa o indirectamente. Los métodos y las hipótesis utilizadas para determinar los valores razonables de este Nivel, por clase de activos financieros o pasivos financieros, tienen en consideración la estimación de los flujos de caja futuros y descontados al momento actual con las curvas cupón cero de tipos de interés de cada divisa del último día hábil de cada mes y, dicho importe, se convierte en euros teniendo en consideración el tipo de cambio del último día hábil de cada mes. Todas las valoraciones descritas se realizan a través de herramientas internas.

Los importes reconocidos como Activos Financieros CINIIF 12, cuyo valor razonable ha sido determinado mediante hipótesis de Nivel 2, corresponden a la indemnización a recibir al vencimiento de los contratos de concesión por las sociedades brasileñas Ampla Energia e Serviços S.A. y Companhia Energética do Ceará, S.A., derivada de la Ley Provisional Nº 579 del 11 de septiembre del Gobierno de Brasil, que pasó a ser definitiva el 13 de enero de 2013 (Ley Federal 12.783/13) (véase Nota 10.2). Esta Ley establece que dicha indemnización será determinada por el valor de reposición de los activos en concesión que al final del período de concesión no hayan sido amortizados, para cuya estimación, a efectos de registrar el activo financiero, se utilizan valores observables, en concreto, el valor neto de reposición calculado por el regulador energético en la última revisión tarifaria, y el Índice General de Precios de Mercado (IGPM) brasileño.

El valor razonable del Nivel 3 fue determinado mediante la aplicación de un método tradicional de flujos de caja descontados. Las proyecciones de estos flujos de caja consideran algunos supuestos desarrollados internamente, los cuales, fundamentalmente, corresponden a estimaciones de precios y niveles de producción de energía y potencia a firme y de costes de operación y mantenimiento de algunas de nuestras centrales.

Ninguno de los posibles escenarios razonables previsibles de las hipótesis indicadas en el párrafo anterior, daría como resultado un cambio significativo en el valor razonable de los instrumentos financieros incluidos en este nivel.

23. Otros pasivos no corrientes.

La composición de este epígrafe a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es la siguiente:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Fianzas y Depósitos (Nota 10.1)	450	457
Derivados no Financieros (Nota 20)	6	9
Otras Cuentas a Pagar	145	111
TOTAL	601	577

24. Activos y pasivos por impuesto diferido.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, el origen de los impuestos diferidos registrados en ambos ejercicios es el siguiente:

Millones de Euros
Impuestos Diferidos de Activo con Origen en	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Amortizaciones de Activos Materiales e Inmateriales	285	199
Dotaciones para Fondos de Pensiones y Expedientes de Regulación de Empleo	720	870
Otras Provisiones	369	400
Bases Imponibles Negativas	16	31
Deducciones de Cuota pendientes de Aplicar	59	56
Otros	463	428
TOTAL	1.912	1.984

Impuestos Diferidos de Pasivo con Origen en	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Amortización Fiscal Acelerada de Activos	1.263	1.403
Otros	850	951
TOTAL	2.113	2.354

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, el importe de los impuestos diferidos compensables es de 955 y 1.038 millones de euros, respectivamente.

Del importe total de activos y pasivos por impuestos diferidos registrados a 31 de diciembre de 2013 y 2012, no resultan compensables los que se detallan a continuación:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Impuestos Diferidos de Activo No Compensables	957	946
Impuestos Diferidos de Pasivo No Compensables	1.158	1.316

Los movimientos de los epígrafes de "Activos por Impuesto Diferido" y "Pasivos por Impuesto Diferido" del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto en ambos ejercicios son:

Millones de Euros
-------------------	--

Activos por Impuesto Diferido	Saldo a 31/12/2012	Incorporación/ Reducción de Sociedades	Cargo/ (Abono) Pérdidas y Ganancias	Cargo/ (Abono) Patrimonio	Diferencias de Conversión	Traspasos y Otros	Saldo a 31/12/2013
Amortizaciones de Activos Materiales e Inmateriales	199	-	114	-	(22)	(6)	285
Dotaciones para Fondos de Pensiones y Expedientes de Regulación de Empleo	870	-	(126)	(12)	(12)	-	720
Otras Provisiones	400	-	(6)	-	(32)	7	369
Bases Imponibles Negativas	31	-	(20)	8	(3)	-	16
Deducciones de Cuota Pendientes de Aplicar	56	-	11	(9)	-	1	59
Otros TOTAL	428 1.984	- -	64 37	- (13)	(26) (95)	(3) (1)	463 1.912

Activos por Impuesto Diferido	Saldo a 31/12/2011	Incorporación/ Reducción de Sociedades (*)	Cargo/ (Abono) Pérdidas y Ganancias	Cargo/ (Abono) Patrimonio	Diferencias de Conversión	Traspasos y Otros	Saldo a 31/12/2012
Amortizaciones de Activos Materiales e Inmateriales	51	(23)	5	-	6	160	199
Dotaciones para Fondos de Pensiones y Expedientes de Regulación de Empleo	870	-	(68)	35	(7)	40	870
Otras Provisiones	478	-	(25)	-	(15)	(38)	400
Bases Imponibles Negativas	35	-	-	-	1	(5)	31
Deducciones de Cuota Pendientes de Aplicar	25	-	24	9	-	(2)	56
Otros	384	-	238	(6)	(4)	(184)	428
TOTAL	1.843	(23)	174	38	(19)	(29)	1.984

(*) Corresponde principalmente a la salida del perímetro de consolidación de Nueva Marina Real Estate, S.L. (véase Nota 2.3.3).

Millones de Euros

Pasivos por Impuesto Diferido	Saldo a 31/12/2012	Incorporación/ (Reducción) de Sociedades	(Cargo)/ Abono Pérdidas y Ganancias	(Cargo)/ Abono Patrimonio	Diferencias de Conversión	Traspasos y Otros	Saldo a 31/12/2013
Amortización Fiscal Acelerada de Activos	1.403	-	(47)	-	(96)	3	1.263
Otros	951	-	(54)	(16)	(33)	2	850
TOTAL	2.354	-	(101)	(16)	(129)	5	2.113

Millones de Euros

Pasivos por Impuesto Diferido	Saldo a 31/12/2011	Incorporación/ (Reducción) de Sociedades (*)	(Cargo)/ Abono Pérdidas y Ganancias	(Cargo)/ Abono Patrimonio	Diferencias de Conversión	Traspasos y Otros	Saldo a 31/12/2012
Amortización Fiscal Acelerada de Activos	1.198	-	95	-	21	89	1.403
Otros	795	1	275	11	(14)	(117)	951
TOTAL	1.993	1	370	11	7	(28)	2.354

(*) Corresponde principalmente a la salida del perímetro de consolidación de Nueva Marina Real Estate, S.L. (véase Nota 2.3.3).

La recuperación de los saldos de activos por impuestos diferidos depende de la obtención de beneficios fiscales suficientes en el futuro. Los Administradores de la Sociedad Dominante consideran que las previsiones de beneficios futuros de las distintas sociedades de ENDESA cubren sobradamente los necesarios para recuperar estos activos.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, el detalle de las bases imponibles negativas de ejercicios anteriores susceptibles de compensación con futuros beneficios y el año hasta el cual pueden ser utilizadas es el siguiente:

Millones de Euros
Año	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
2014	6	8
2015	1	1
2016	55	76
2017	130	174
2018	67	-
Sin límite temporal	99	241

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 ENDESA no ha reconocido activos por impuestos diferidos correspondientes a pérdidas fiscales por importe de 102 y 72 millones de euros, respectivamente.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 el detalle de las deducciones de cuota pendientes de aplicar con futuros beneficios y el año hasta el cual pueden ser utilizadas es el siguiente:

Millones de Euros
Año	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
2016	-	2
2017	-	5
2018	2	-
2021	3	-
2022	3	3
2023	2	-
2026	3	4
2027	10	9
2028	13	-
2029	3	9
2030	15	15
2031	6	-

ENDESA no ha registrado el impuesto diferido de pasivo asociado con beneficios no distribuidos de Sociedades Dependientes en las que la posición de control que ejerce sobre dichas sociedades permite gestionar el momento de reversión de las diferencias temporarias, y se estima que es probable que éstas no reviertan en un futuro próximo. A 31 de diciembre de 2012, el importe del impuesto diferido de pasivo no registrado ascendía a 135 millones de euros. Como consecuencia de la ampliación de capital llevada a cabo en Enersis, S.A. (véase Nota 15.2) mediante la aportación del 100% del capital social de Cono Sur Participaciones, S.L.U., sociedad propietaria de sus participaciones directas en la región, el valor fiscal de las Sociedades Dependientes se ha visto incrementado por lo que, a 31 de diciembre de 2013, la diferencia entre el valor contable y fiscal de estas participaciones supone la existencia de un impuesto diferido de pasivo no registrado cuyo importe asciende a 182 millones de euros y un impuesto diferido de activo no registrado cuyo importe asciende a 331 millones de euros.

25. Acreedores comerciales y otros pasivos corrientes.

La composición de este epígrafe a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es la siguiente:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Acreedores Comerciales	5.093	6.139
Pasivos por Impuestos:	1.238	916
Impuesto sobre Sociedades	631	463
Hacienda Pública Acreedora por IVA	104	112
Otros Impuestos	503	341
Derivados no Financieros (Nota 20)	104	154
Dividendo a Pagar	1.825	186
Otras Cuentas por Pagar	1.079	1.494
TOTAL	9.339	8.889

El período medio para el pago a proveedores es de 63 días en 2013 (33 días en el Negocio en España y Portugal, y 100 días en el Negocio en Latinoamérica) y 53 días en 2012 (29 días en el Negocio en España y Portugal, y 85 días en el Negocio en Latinoamérica), por lo que el valor razonable no difiere de forma significativa de su valor contable.

25.1. Información sobre los aplazamientos de pago efectuados a proveedores. Disposición adicional tercera. "Deber de información" de la Ley 15/2010, de 5 de julio.

A continuación se incluye la información relativa al grado de cumplimiento por las sociedades españolas de ENDESA de los plazos establecidos, para el pago a proveedores por la Ley 15/2010, de 5 de julio durante los ejercicios 2013 y 2012:

	Pagos Realizados y Pendientes de Pago
	31 de Diciembre de 2013		31 de Diciembre de 2012
	Importe	%	Importe	%
Dentro del Plazo Máximo Legal	21.145	96	21.259	97
Resto	810	4	711	3
Total Pagos del Ejercicio	21.955	100	21.970	100
Plazo Medio Ponderado Excedido (Días) de Pagos	13		11
Aplazamientos que a la Fecha de Cierre Sobrepasan el Plazo Máximo Legal	34		19

Millones de Euros

26. Provisiones corrientes.

El desglose de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es como sigue:

	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Planes de Reestructuración de Plantilla (Nota 17.2)	323	405
Derechos de Emisión de CO2 (Notas 7.1)	137	223
Otras Provisiones Corrientes	263	274
TOTAL	723	902

27. Ingresos.

El detalle de este epígrafe del Estado del Resultado Consolidado adjunto de los ejercicios 2013 y 2012 es el siguiente:

Otros Ingresos de Explotación 1.526 1.649 TOTAL 31.203 33.933

Millones de Euros 2013 2012 Ventas 29.677 32.284

27.1. Ventas.

El detalle de este epígrafe del Estado del Resultado Consolidado adjunto de los ejercicios 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros

	2013	2012
Ventas de Energía:	25.655	28.426
Ventas Comercialización Último Recurso	3.993	4.841
Otras Ventas de Electricidad a Clientes	16.559	17.351
Ventas de Electricidad Mercado Mayorista	1.479	2.275
Trading de Electricidad	13	76
Comercialización de Gas	2.074	1.929
Compensaciones de los Sobrecostes de la Generación Extrapeninsular	1.537	1.954
Ingresos Regulados de Distribución de Electricidad	2.001	2.025
Otras Ventas y Prestaciones de Servicios	2.021	1.833
TOTAL	29.677	32.284

El detalle de las ventas clasificadas por las principales áreas geográficas donde opera ENDESA es como sigue:

Millones de Euros

	2013	2012
España	18.695	20.447
Chile	2.701	2.978
Brasil	2.576	3.144
Colombia	1.976	1.964
Argentina	1.025	1.229
Perú	905	941
Otros	1.799	1.581
TOTAL	29.677	32.284

27.2. Otros ingresos de explotación.

El detalle de otros ingresos de explotación correspondiente a los ejercicios 2013 y 2012 es el siguiente:

	2013	2012
Variación Derivados Materias Energéticas	449	411
Ingresos para Mejoras de las Infraestructuras (CINIIF 12) (Nota 3d.1)	242	244
Derechos de Emisión de CO2 (Notas 7.1 y 16)	-	157
Prestación de Servicios en Instalaciones	167	188
Imputación a Resultados de Subvenciones	162	180
Otros	506	469
TOTAL	1.526	1.649

28. Otros aprovisionamientos variables y servicios.

La composición de esta partida del Estado del Resultado Consolidado adjunto de los ejercicios 2013 y 2012 es la siguiente:

Millones de Euros

	2013	2012
Canon e Impuestos Medioambientales	612	61
Variación Derivados Materias Energéticas	470	481
Tributos Asociados a los Ingresos	294	545
Gastos para Mejoras de las Infraestructuras (CINIIF 12) (Nota 3d.1)	242	244
Tasa Ocupación Vía Pública/Alumbrado	220	226
Tratamiento de Residuos Radioactivos	179	174
Derecho de Emisión de CO2 (Notas 7.1 y 16)	88	225
Otros Gastos Variables	419	567
TOTAL	2.524	2.523

29. Gastos de personal.

La composición de esta partida del Estado del Resultado Consolidado adjunto de los ejercicios 2013 y 2012 es la siguiente:

Millones de Euros
	2013	2012
Sueldos y Salarios	1.288	1.330
Aportaciones a Planes de Pensiones (Nota 17.1)	67	68
Provisiones por Planes de Reestructuración de Plantilla (Nota 17.2)	(64)	(30)
Otros Gastos de Personal y Cargas Sociales	479	395
TOTAL	1.770	1.763

30. Otros gastos fijos de explotación.

La composición de esta partida del Estado del Resultado Consolidado adjunto de los ejercicios 2013 y 2012 es la siguiente:

	2013	2012
Reparaciones y Conservación	564	614
Primas de Seguros	108	98
Servicios de Profesionales Independientes y Servicios Externalizados	87	90
Arrendamientos y Cánones (Nota 5.1)	70	94
Tributos y Tasas	57	100
Gastos de Viajes	32	49
Otros Gastos Fijos de Explotación	1.203	1.205
TOTAL	2.121	2.250

31. Amortizaciones y pérdidas por deterioro.

El detalle de este epígrafe del Estado del Resultado Consolidado adjunto de los ejercicios 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros

	2013	2012
Dotación Amortización Inmovilizado Material (Nota 5)	1.870	1.894
Dotación Pérdidas por Deterioro Inmovilizado Material e Inversiones Inmobiliarias (Notas 5 y 6)	(1)	141
Dotación Amortización Activo Intangible (Nota 7)	240	258
Dotación Pérdidas por Deterioro Activo Intangible (Nota 7)	131	83
Dotación Pérdidas por Deterioro Fondo de Comercio (Notas 8, 33 y 35)	-	81
Dotación Provisiones para Insolvencias y Otros (Nota 12)	178	130
TOTAL	2.418	2.587

A 31 de diciembre de 2012, el epígrafe de "Dotación Pérdidas por Deterioro Inmovilizado Material e Inversiones Inmobiliarias" incluía principalmente 60 millones de euros de la Central Nuclear Santa María de Garoña como consecuencia de la decisión tomada por el Consejo de Administración de Nuclenor, S.A. el 28 de diciembre de 2012 de cesar la actividad de dicha central (véase Nota 5.1), y 66 millones de euros sobre los activos de la actividad de minería en España como consecuencia del aumento en los costes futuros sobre los previstos anteriormente por las reducciones de las ayudas del Gobierno para los planes de reestructuración de la minería (véase Nota 5.1). Asimismo, en este epígrafe se incluía la reversión por pérdidas de deterioro en inversiones inmobiliarias por importe de 11 millones de euros (véase Nota 6).

A 31 de diciembre de 2013, el epígrafe de "Dotación Pérdidas por Deterioro Activo Intangible" incluye principalmente 44 millones de euros por el saneamiento de determinados activos de distribución en Brasil que han dejado de estar operativos, la dotación de 89 millones de euros por la pérdida de valor de los derechos de emisión (véase Nota 7), así como una reversión relativa a pérdidas por contratos onerosos de compra aplazada de derechos de emisión, por importe de 2 millones de euros.

A 31 de diciembre de 2012, el epígrafe "Dotación Pérdidas por Deterioro Activo Intangible" incluía, fundamentalmente, la dotación a la provisión por la pérdida de valor de los derechos de emisión por importe de 214 millones de euros (véase Nota 7) así como una reversión relativa a pérdidas por contratos onerosos de compra aplazada de derechos de emisión, por importe de 114 millones de euros; y el epígrafe de "Dotación Pérdidas por Deterioro Fondo de Comercio" incluye 67 millones de euros adicionales de ENDESA Ireland Limited (véanse Notas 33 y 35) con el fin de ajustar el valor de los activos a su precio estimado de venta y 14 millones de euros correspondientes al deterioro del fondo de comercio de ENDESA Carbono, S.L.U. (véase Nota 8).

32. Resultado financiero neto.

El desglose del epígrafe "Resultado Financiero" del Estado del Resultado Consolidado adjunto de los ejercicios 2013 y 2012 es el siguiente:

	2013	2012
Ingresos Financieros:	499	566
Ingresos de Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes	156	110
Ingresos por otros Activos Financieros	62	98
Ingresos Financieros CINIIF 12 (Nota 10.2)	83	180
Otros Ingresos Financieros	198	178
Gastos Financieros:	(729)	(1.032)
Por Deuda	(541)	(679)
Por Provisiones	(93)	(242)
Gastos Financieros Activados (Notas 3a, 3d y 3i)	50	49
Otros Gastos Financieros	(145)	(160)
Resultados por Instrumentos Financieros Derivados:	(55)	(78)
Resultados por Coberturas de Flujos de Efectivo	(70)	(61)
Resultados por Derivados a Valor Razonable con
Cambios en Resultados	(21)	(33)
Resultados por Coberturas de Valor Razonable (Nota 20)	32	19
Resultados por Valoración de Instrumentos Financieros a
Valor Razonable (Nota 20)	4	(3)
Resultados por Obligaciones Post-Empleo:	(59)	(55)
Ingreso Neto por Obligaciones Post-Empleo (Nota 17.1)	-	9
Gasto Neto por Obligaciones Post-empleo (Nota 17.1)	(59)	(64)
Diferencias de Cambio:	(6)	(42)
Positivas	240	167
Negativas	(246)	(209)
Resultado Financiero Neto	(350)	(641)

33. Resultado en ventas de activos.

El resultado bruto en venta de activos durante el ejercicio 2013 ha ascendido a 24 millones de euros positivos. Las principales operaciones de venta realizadas durante el ejercicio 2013 han sido las siguientes:

• Con fecha 28 de junio de 2013, se ha procedido a la venta por parte de ENDESA de la participación del 12% en el capital social de Medgaz, S.A. a Compañía Española de Petróleos, S.A.U. (CEPSA) (véase Nota 35). El precio total de la venta ha sido de 84 millones de euros, habiéndose generado un resultado positivo por importe de 64 millones de euros por la referida venta.
• Con fecha 9 de diciembre de 2013, se ha producido la venta de la participación del 20% mantenida por ENDESA Gas, S.A.U. sobre el capital social de ENDESA Gas T&D, S.L. (véase Nota 9.1) a Augusta Global Coöperative U.A. y Zaragoza International Coöperative U.A., fondos de infraestructuras gestionados por Goldman Sachs. El precio total de la venta ha sido de 130 millones de euros, lo que ha generado un resultado positivo de 12 millones de euros.
• Diversas operaciones de "factoring" realizadas durante el ejercicio con un coste de 38 millones de euros.
• Otros resultados por importe de 14 millones de euros, negativos, derivados de ventas de activos realizadas en el ejercicio.

El resultado bruto en venta de activos durante el ejercicio 2012 ascendieron a 15 millones de euros negativos. Las principales operaciones de venta realizadas durante el ejercicio 2012 fueron las siguientes:

Con fecha 9 de octubre de 2012 se llevó a cabo la venta del 100% del capital social de ENDESA Ireland Limited (véanse Notas 2.3.1 y 35). El precio total de la venta fue de 286 millones de euros, precio que incluye la valoración de los derechos de emisión de CO² y de las reservas de combustibles de la Sociedad, habiéndose generado un resultado positivo por importe de 6 millones de euros por la referida venta.

• Con fecha 18 de diciembre de 2012, se llevó a cabo la venta de 47% del capital social de Distribución y Comercialización de Gas Extremadura, S.A. y el 40% de Gas Extremadura Transportista, S.L. habiéndose generado un resultado positivo por importe total de 8 millones de euros (véase Nota 2.3.1).
• Con fecha 20 de diciembre de 2012, ENDESA formalizó la venta de su participación del 10,58% en Euskaltel, S.A. con International Cable, B.V. habiendo registrado un resultado negativo de 13 millones de euros en el Estado del Resultado Consolidado.
• Diversas operaciones de "factoring" realizadas durante el ejercicio con un coste de 42 millones de euros.
• Otros resultados por importe de 6 millones de euros positivos, derivados de ajustes en precio de las operaciones de desinversión en los activos de Compañía Americana de Multiservicios, Ltda y Sociedades Dependientes realizadas en el ejercicio anterior.
• Otros resultados por importe de 20 millones de euros, positivos, derivados de ventas de activos realizadas en el ejercicio.

34. Impuesto sobre sociedades.

El desglose del epígrafe "Impuesto sobre Sociedades" del Estado del Resultado Consolidado adjunto de los ejercicios 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros
	2013	2012
Impuesto del Ejercicio Corriente	1.213	889
Impuesto del Ejercicio Diferido (Nota 24)	(138)	196
Regularizaciones Años Anteriores	(12)	5
Provisiones Fiscales de Impuesto sobre Sociedades	12	(37)
TOTAL	1.075	1.053

A continuación se presenta la conciliación entre el impuesto sobre beneficios que resultaría de aplicar el tipo impositivo general vigente en España al "Resultado Antes de Impuestos" y el gasto registrado por el citado impuesto en el Estado del Resultado Consolidado adjunto y la conciliación de éste con la cuota líquida del impuesto sobre sociedades correspondiente a los ejercicios 2013 y 2012:

Millones de Euros
	2013	2012
Resultado Antes de Impuestos	4.018	3.824
Resultado Antes de Impuestos de Actividades Interrumpidas	-	-
Diferencias Permanentes	242	50
Resultado Ajustado	4.260	3.874
Tipo Impositivo (%)	30,0	30,0
Resultado Ajustado por Tipo Impositivo	1.278	1.162
Efecto de la Aplicación de Distintos Tipos Impositivos	(24)	46
Deducciones de Cuota Imputadas a Resultados del Ejercicio	(179)	(123)
Gasto por Impuesto sobre Sociedades en el Estado del Resultado	1.075	1.085
Impuesto Registrado Directamente en Patrimonio en el Ejercicio	(3)	(3)
Total Impacto Fiscal del Ejercicio	1.072	1.082
Variación en el Ejercicio de Impuestos Diferidos (*)	141	(169)
Cuota Líquida	1.213	913

(*) Incluye un gasto de 30 millones de euros por el cambio de tipo impositivo en Chile durante el ejercicio 2012 (véase Nota 3ñ).

35. Activos no corrientes mantenidos para la venta y de actividades interrumpidas.

A finales de 2010, ENDESA inició las gestiones para la venta de la participación del 100% sobre el capital social de ENDESA Ireland Limited, habiéndose materializado la venta a Scottish and Southern Energy PLC en octubre de 2012 por un importe de 286 millones de euros. En el ejercicio 2012 ENDESA registró una provisión de 67 millones de euros en el epígrafe "Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro" en el Estado del Resultado Consolidado al objeto de adecuar el valor contable de los activos de ENDESA Ireland Limited al precio de venta estimado (véanse Notas 2.3.1 y 31).

Con fecha 28 de junio de 2013, se ha procedido a la venta por parte de ENDESA de la participación del 12% en el capital social de Medgaz, S.A. a Compañía Española de Petróleos, S.A.U. (CEPSA), en un 47% y a Sonatrach S.P.A. en un 53%, en ejercicio de su derecho de adquisición preferente. El precio de la operación ha ascendido a 84 millones de euros e incluye la cesión a los compradores del crédito que ENDESA tiene frente a Medgaz, S.A. por un importe de 8 millones de euros. Igualmente, los compradores han liberado a ENDESA de sus garantías a favor del Banco Europeo de Inversiones en virtud de un préstamo concedido por esta entidad a Medgaz, S.A. y que venía siendo respaldado por ENDESA en un importe de 94 millones de euros.

La operación de venta anteriormente descrita ha generado un traspaso de 64 millones de euros desde el epígrafe "Ajuste por Cambio de Valor" del Patrimonio Neto del Estado de Situación Financiera Consolidado al epígrafe "Resultado en Ventas de Activos" del Estado del Resultado Consolidado del ejercicio 2013 (véase Nota 15.1.5).

La Ley 16/2013, de 29 de octubre, por la que se establecen determinadas medidas en materia de fiscalidad medioambiental y se adoptan otras medidas tributarias y financieras, y la Ley 17/2013, de 29 de octubre, para la garantía del suministro e incremento de la competencia en los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE), han establecido que la titularidad de las instalaciones de regasificación en los Sistemas Gasistas Insulares y Extrapeninsulares debe corresponder exclusivamente al Grupo empresarial del Gestor Técnico del Sistema (actualmente, Enagás, S.A.). Asimismo, las citadas leyes han establecido que los titulares de

las instalaciones de regasificación, entre los cuales se encuentra ENDESA, deberán transmitirlas al Gestor Técnico del Sistema antes del 30 de abril de 2014 al valor de mercado que hubiesen acordado las partes. En este sentido, tras la entrada en vigor el 31 de octubre de 2013 de las citadas leyes, ENDESA ha iniciado las gestiones para la venta de la participación del 47,18% que ostenta sobre el capital social de la Compañía Transportista de Gas Canarias, S.A.

Como consecuencia de ello, a 31 de diciembre de 2013, dicha participación, junto con el préstamo otorgado, se han registrado como activos no corrientes mantenidos para la venta por valor de 4 millones de euros.

Ninguno de los activos anteriormente descritos, ni los activos que ya estaban registrados en este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto a 31 de diciembre de 2012, representa una línea de negocio o área geográfica significativa, por lo que los Estados de Resultados Consolidados de los ejercicios 2013 y 2012 no contemplan Resultados de Actividades Interrumpidas.

A continuación se incluye el desglose por naturaleza de los epígrafes "Activos no Corrientes Mantenidos para la Venta y de Actividades Interrumpidas" y "Pasivos Asociados a Activos no Corrientes Mantenidos para la Venta y de Actividades Interrumpidas" de los Estados de Situación Financiera Consolidados adjuntos a 31 de diciembre de 2013 y 2012 junto con su desglose por segmentos:

Millones de Euros		31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
	España			España
	y	Latinoamérica	Total	y	Latinoamérica	Total
	Portugal			Portugal
ACTIVO
ACTIVO NO CORRIENTE	4	-	4	88	-	88
Inmovilizado Material	-	-	-	-	-	-
Inversiones Inmobiliarias	-	-	-	-	-	-
Activo Intangible	-	-	-	-	-	-
Fondo de Comercio	-	-	-	-	-	-
Inversiones contabilizadas por el
Método de Participación	-	-	-	-	-	-
Activos Financieros no Corrientes	4	-	4	88	-	88
Activos por Impuesto Diferido	-	-	-	-	-	-
ACTIVO CORRIENTE	-	-	-	-	-	-
Existencias	-	-	-	-	-	-
Deudores Comerciales y otras
Cuentas a Cobrar	-	-	-	-	-	-
Activos Financieros Corrientes	-	-	-	-	-	-
Efectivo y otros Medios Líquidos
Equivalentes	-	-	-	-	-	-
TOTAL ACTIVO	4	-	4	88	-	88
PASIVO NO CORRIENTE	-	-	-	-	-	-
Ingresos Diferidos	-	-	-	-	-	-
Provisiones no Corrientes	-	-	-	-	-	-
Deuda Financiera no Corriente	-	-	-	-	-	-
Otros Pasivos no Corrientes	-	-	-	-	-	-
Pasivos por Impuesto Diferido	-	-	-	-	-	-
PASIVO CORRIENTE	-	-	-	-	-	-
Deuda Financiera Corriente	-	-	-	-	-	-
Provisiones Corrientes	-	-	-	-	-	-
Acreedores Comerciales y otros	-	-	-	-	-	-
Pasivos Corrientes
TOTAL PASIVO	-	-	-	-	-	-

170

36. Información por segmentos.

36.1. Criterios de segmentación.

En el desarrollo de su actividad la organización de ENDESA se articula sobre la base del enfoque prioritario a su negocio básico, constituido por la generación, transporte, distribución y comercialización de energía eléctrica, gas y servicios relacionados, y establece dos grandes líneas de negocio, basada cada una de ellas en un área geográfica:

• España y Portugal.
• Latinoamérica.

Aunque dentro de cada segmento geográfico ENDESA considera la existencia de una única actividad integrada verticalmente, a efectos de una mayor transparencia, se consideran como segmentos secundarios la Generación y la Distribución, incluyendo en cada uno de ellos la actividad de Comercialización vinculada al mismo.

Dado que la organización societaria de ENDESA coincide, básicamente, con la de los negocios y, por tanto, de los segmentos, los repartos establecidos en la información por segmentos que se presenta a continuación se basan en la información financiera de las sociedades que se integran en cada segmento.

Los Estados de Situación Financiera Consolidados por segmentos incluyen en la columna "Estructura" los saldos y transacciones de las sociedades tenedoras de las participaciones o "Holding" del Segmento y de las sociedades cuya actividad es la de financiación, y en la columna "Ajustes y eliminaciones de Consolidación" las eliminaciones y ajustes propios del proceso de consolidación de los segmentos.

Las operaciones entre segmentos forman parte del tráfico habitual en cuanto a su objeto y condiciones.

En los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2013 y 2012, ENDESA no posee, en ninguno de los segmentos, ningún cliente externo que represente el 10% o más de sus ingresos.

36.2. Información por segmentos.

A continuación se presenta la información por segmentos de 2013 y 2012:

Información por Segmentos: Estados del Resultado correspondientes a los ejercicios 2013 y 2012.

Millones de Euros

		2013		2012
	España y Portugal	Latinoamérica	Total	España y Portugal	Latinoamérica	Total
INGRESOS	21.512	9.691	31.203	23.146	10.787	33.933
Ventas	20.494	9.183	29.677	22.028	10.256	32.284
Otros Ingresos de Explotación	1.018	508	1.526	1.118	531	1.649
APROVISIONAMIENTOS Y SERVICIOS	(15.951)	(4.838)	(20.789)	(16.933)	(6.172)	(23.105)
Compras de Energía	(5.274)	(2.789)	(8.063)	(5.848)	(2.964)	(8.812)
Consumo de Combustibles	(2.817)	(674)	(3.491)	(3.052)	(1.429)	(4.481)
Gastos de Transporte	(6.106)	(605)	(6.711)	(6.530)	(759)	(7.289)
Otros Aprovisionamientos Variables y Servicios	(1.754)	(770)	(2.524)	(1.503)	(1.020)	(2.523)
MARGEN DE CONTRIBUCION	5.561	4.853	10.414	6.213	4.615	10.828
Trabajos Realizados por el Grupo para su Activo	102	95	197	111	79	190
Gastos de Personal	(1.043)	(727)	(1.770)	(1.078)	(685)	(1.763)
Otros Gastos Fijos de Explotación	(1.343)	(778)	(2.121)	(1.450)	(800)	(2.250)
RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACION	3.277	3.443	6.720	3.796	3.209	7.005
Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro (*)	(1.626)	(792)	(2.418)	(1.798)	(789)	(2.587)
RESULTADO DE EXPLOTACION	1.651	2.651	4.302	1.998	2.420	4.418
RESULTADO FINANCIERO	(100)	(250)	(350)	(261)	(380)	(641)
Ingreso Financiero	143	409	552	250	447	697
Gasto Financiero	(271)	(625)	(896)	(506)	(790)	(1.296)
Diferencias de Cambio Netas	28	(34)	(6)	(5)	(37)	(42)
Resultado Neto de Sociedades por el Método de Participación	15	14	29	43	16	59
Resultado de otras Inversiones	11	2	13	1	2	3
Resultado en Ventas de Activos	(4)	28	24	(38)	23	(15)
RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS	1.573	2.445	4.018	1.743	2.081	3.824
Impuestos sobre Sociedades	(397)	(678)	(1.075)	(348)	(705)	(1.053)
RESULTADO DESPUES DE IMPUESTOS DE ACTIVIDADES CONTINUADAS	1.176	1.767	2.943	1.395	1.376	2.771
RESULTADO DESPUES DE IMPUESTOS DE ACTIVIDADES INTERRUMPIDAS	-	-	-	-	-	-
RESULTADO DEL EJERCICIO	1.176	1.767	2.943	1.395	1.376	2.771
Sociedad Dominante	1.176	703	1.879	1.410	624	2.034
Intereses Minoritarios	-	1.064	1.064	(15)	752	737

(**) Durante los ejercicios 2013 y 2012 se han registrado pérdidas netas por deterioro por importe de 308 y 435 millones de euros, respectivamente.

Información por Segmentos: Estados de Situación Financiera a 31 de Diciembre de 2013 y 2012.

		31 de Diciembre de 2013			31 de Diciembre de 2012
	España y Portugal	Latinoamérica	Total	España y Portugal	Latinoamérica	Total
ACTIVO
Activo no Corriente	26.401	16.450	42.851	25.647	18.840	44.487
Inmovilizado Material	21.520	10.533	32.053	22.457	11.649	34.106
Inversiones Inmobiliarias	15	62	77	14	74	88
Activo Intangible	669	1.621	2.290	863	1.909	2.772
Fondo de Comercio	-	2.313	2.313	-	2.676	2.676
Inversiones Contabilizadas por el Método de Participación	881	22	903	880	16	896
Activos Financieros no Corrientes	2.191	1.112	3.303	269	1.696	1.965
Activos por Impuesto Diferido	1.125	787	1.912	1.164	820	1.984
Activo Corriente	8.069	5.537	13.606	10.416	3.875	14.291
Existencias	1.008	118	1.126	1.171	135	1.306
Deudores Comerciales y otras Cuentas a Cobrar	3.168	1.863	5.031	3.652	1.822	5.474
Activos Financieros Corrientes	1.853	1.257	3.110	4.931	506	5.437
Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes	2.036	2.299	4.335	574	1.412	1.986
Activos no Corrientes Mantenidos para la Venta y de Actividades
Interrumpidas	4	-	4	88	-	88
TOTAL ACTIVO	34.470	21.987	56.457	36.063	22.715	58.778
PATRIMONIO NETO Y PASIVO
Patrimonio Neto	15.669	11.100	26.769	15.635	10.734	26.369
De la Sociedad Dominante	15.669	4.852	20.521	15.642	5.011	20.653
De los Intereses Minoritarios	-	6.248	6.248	(7)	5.723	5.716
Pasivo no Corriente	12.569	5.905	18.474	14.784	6.860	21.644
Ingresos Diferidos	4.557	25	4.582	4.440	6	4.446
Provisiones no Corrientes	3.008	619	3.627	3.659	722	4.381
Deuda Financiera no Corriente	3.505	4.046	7.551	5.194	4.692	9.886
Otros Pasivos no Corrientes	501	100	601	442	135	577
Pasivos por Impuesto Diferido	998	1.115	2.113	1.049	1.305	2.354
Pasivo Corriente	6.232	4.982	11.214	5.644	5.121	10.765
Deuda Financiera Corriente	14	1.138	1.152	3	971	974
Provisiones Corrientes	594	129	723	787	115	902
Acreedores Comerciales y otros Pasivos Corrientes	5.624	3.715	9.339	4.854	4.035	8.889
Pasivos Asociados a Activos no Corrientes Mantenidos para la Venta	-	-	-	-	-	-
y de Actividades Interrumpidas
TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVO	34.470	21.987	56.457	36.063	22.715	58.778

Información por Segmentos: Estados de Flujos de Efectivo correspondientes a los ejercicios 2013 y 2012.

	2013				2012
	España y Portugal	Latinoamérica	Total	España y Portugal	Latinoamérica	Total
Resultado Bruto antes de Impuestos e Intereses Minoritarios	1.573	2.445	4.018	1.743	2.081	3.824
Ajustes del Resultado	1.855	1.037	2.892	2.037	1.079	3.116
Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro	1.626	792	2.418	1.798	789	2.587
Otros Ajustes del Resultado (Neto)	229	245	474	239	290	529
Cambios en el Capital Corriente	(138)	(373)	(511)	135	97	232
Otros Flujos de Efectivo de las Actividades de Explotación	(1.028)	(820)	(1.848)	(801)	(1.124)	(1.925)
Cobro de Intereses	127	258	385	229	265	494
Cobro de Dividendos	6	12	18	12	1	13
Pagos de Intereses	(218)	(506)	(724)	(318)	(599)	(917)
Pagos de Impuesto sobre Sociedades	(341)	(505)	(846)	(247)	(683)	(930)
Otros Cobros y Pagos de las Actividades de Explotación	(602)	(79)	(681)	(477)	(108)	(585)
Flujos Netos de Efectivo procedentes de las Actividades de Explotación	2.262	2.289	4.551	3.114	2.133	5.247
Adquisiciones de Activos Fijos Materiales y Activos Intangibles	(985)	(1.414)	(2.399)	(1.017)	(1.230)	(2.247)
Enajenaciones de Activos Fijos Materiales y Activos Intangibles	3	47	50	11	34	45
Inversiones en Participaciones Empresas del Grupo	-	-	-	(2)	-	(2)
Desinversiones en Participaciones Empresas del Grupo	214	-	214	276	-	276
Adquisiciones de otras Inversiones	(2.675)	(2.419)	(5.094)	(1.866)	(596)	(2.462)
Enajenaciones de otras Inversiones	3.778	1.657	5.435	2.008	226	2.234
Flujos de Efectivo por Variación de Perímetro	-	-	-	(1)	-	(1)
Subvenciones y otros Ingresos Diferidos	154	16	170	194	1	195
Flujos Netos de Efectivo de las Actividades de Inversión	489	(2.113)	(1.624)	(397)	(1.565)	(1.962)
Flujos de Efectivo por Instrumentos de Patrimonio	-	1.747	1.747	-	-	-
Disposiciones de Deuda Financiera no Corriente	32	1.054	1.086	2.176	621	2.797
Amortizaciones de Deuda Financiera no Corriente	(1.089)	(130)	(1.219)	(457)	(378)	(835)
Flujo Neto de Deuda Financiera con Vencimiento Corriente	(762)	(586)	(1.348)	(4.445)	(416)	(4.861)
Pagos de Dividendos de la Sociedad Dominante	530	(530)	-	(324)	(318)	(642)
Pagos a Intereses Minoritarios	-	(539)	(539)	-	(589)	(589)
Flujos Netos de Efectivo de las Actividades de Financiación	(1.289)	1.016	(273)	(3.050)	(1.080)	(4.130)
Flujos Netos Totales	1.462	1.192	2.654	(333)	(512)	(845)
Variación de Tipo de Cambio en el Efectivo y otros Medios Líquidos	-	(305)	(305)	-	43	43
Variación de Efectivo y otros Medios Líquidos	1.462	887	2.349	(333)	(469)	(802)
Efectivo y otros Medios Líquidos Iniciales	574	1.412	1.986	907	1.881	2.788
Efectivo en Caja y Bancos	474	551	1.025	666	387	1.053
Otros Equivalentes de Efectivo	100	861	961	241	1.494	1.735
Efectivo y otros Medios Líquidos Finales	2.036	2.299	4.335	574	1.412	1.986
Efectivo en Caja y Bancos	750	312	1.062	474	551	1.025
Otros Equivalentes de Efectivo	1.286	1.987	3.273	100	861	961

Información por Segmentos: Estados del Resultado correspondientes a los ejercicios 2013 y 2012.

Millones de Euros

	Negocio en España y Portugal
	2013 2012
	Generación	Distribución	Estructura	Ajustes y Eliminaciones de Consolidación	Total	Generación	Distribución	Estructura	Ajustes y Eliminaciones de Consolidación	Total
INGRESOS	19.316	2.500	503	(807)	21.512	20.898	2.513	774	(1.039)	23.146
Ventas	18.545	2.221	447	(719)	20.494	20.013	2.253	433	(671)	22.028
Otros Ingresos de Explotación	771	279	56	(88)	1.018	885	260	341	(368)	1.118
APROVISIONAMIENTOS Y SERVICIOS	(16.092)	(134)	(52)	327	(15.951)	(17.009)	(165)	(357)	598	(16.933)
Compras de Energía	(5.389)	-	-	115	(5.274)	(5.922)	-	-	74	(5.848)
Consumo de Combustibles	(2.816)	-	-	(1)	(2.817)	(3.053)	-	-	1	(3.052)
Gastos de Transporte	(6.101)	-	-	(5)	(6.106)	(6.526)	-	-	(4)	(6.530)
Otros Aprovisionamientos Variables y Servicios	(1.786)	(134)	(52)	218	(1.754)	(1.508)	(165)	(357)	527	(1.503)
MARGEN DE CONTRIBUCION	3.224	2.366	451	(480)	5.561	3.889	2.348	417	(441)	6.213
Trabajos Realizados por el Grupo para su Activo	3	99	-	-	102	5	105	-	1	111
Gastos de Personal	(513)	(306)	(224)	-	(1.043)	(548)	(326)	(204)	-	(1.078)
Otros Gastos Fijos de Explotación	(1.068)	(523)	(235)	483	(1.343)	(1.203)	(443)	(245)	441	(1.450)
RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACION	1.646	1.636	(8)	3	3.277	2.143	1.684	(32)	1	3.796
Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro (*)	(1.006)	(617)	(60)	57	(1.626)	(1.210)	(558)	(64)	34	(1.798)
RESULTADO DE EXPLOTACION	640	1.019	(68)	60	1.651	933	1.126	(96)	35	1.998
RESULTADO FINANCIERO	(149)	29	21	(1)	(100)	(294)	-	26	7	(261)
Ingreso Financiero	35	61	558	(511)	143	71	98	810	(729)	250
Gasto Financiero	(189)	(32)	(560)	510	(271)	(361)	(98)	(782)	735	(506)
Diferencias de Cambio Netas	5	-	23	-	28	(4)	-	(2)	1	(5)
Resultado Neto de Sociedades por el Método de Participación	16	-	(1)	-	15	27	15	1	-	43
Resultado de otras Inversiones	7	1	2.304	(2.301)	11	7	6	868	(880)	1
Resultado en Ventas de Activos	(16)	12	-	-	(4)	(34)	8	(12)	-	(38)
RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS	498	1.061	2.256	(2.242)	1.573	639	1.155	787	(838)	1.743
Impuestos sobre Sociedades	(81)	(309)	(27)	20	(397)	(71)	(303)	44	(18)	(348)
RESULTADO DESPUES DE IMPUESTOS DE ACTIVIDADES	417	752	2.229	(2.222)	1.176	568	852	831	(856)	1.395
CONTINUADAS RESULTADO DESPUES DE IMPUESTOS DE ACTIVIDADES INTERRUMPIDAS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
RESULTADO DEL EJERCICIO	417	752	2.229	(2.222)	1.176	568	852	831	(856)	1.395
Sociedad Dominante	417	752	2.229	(2.222)	1.176	568	852	831	(841)	1.410
Intereses Minoritarios	-	-	-	-	-	-	-	-	(15)	(15)

(*) Durante los ejercicios 2013 y 2012 se han registrado pérdidas netas por deterioro por importe de 193 y 366 millones de euros, respectivamente.

Información por Segmentos: Estados de Situación Financiera a 31 de Diciembre de 2013 y 2012.

	Negocio en España y Portugal
		31 de Diciembre de 2013 31 de Diciembre de 2012
				Ajustes y Eliminaciones					Ajustes y Eliminaciones
	Generación	Distribución	Estructura	de Consolidación	Total	Generación	Distribución	Estructura	de Consolidación	Total
ACTIVO
Activo no Corriente	11.802	14.545	33.310	(33.256)	26.401	12.589	14.571	34.537	(36.050)	25.647
Inmovilizado Material	9.292	11.823	11	394	21.520	10.168	11.885	11	393	22.457
Inversiones Inmobiliarias	-	3	19	(7)	15	-	4	18	(8)	14
Activo Intangible	403	159	127	(20)	669	597	168	118	(20)	863
Fondo de Comercio	-	-	-	-	-	-	-	19	(19)	-
Inversiones Contabilizadas por el Método de Participación	845	23	5	8	881	818	50	6	6	880
Activos Financieros no Corrientes	638	2.139	32.977	(33.563)	2.191	368	2.059	34.161	(36.319)	269
Activos por Impuesto Diferido	624	398	171	(68)	1.125	638	405	204	(83)	1.164
Activo Corriente	5.217	1.033	3.814	(1.995)	8.069	6.421	642	6.423	(3.070)	10.416
Existencias	966	42	-	-	1.008	1.136	35	-	-	1.171
Deudores Comerciales y otras Cuentas a Cobrar	2.646	975	522	(975)	3.168	2.954	598	1.755	(1.655)	3.652
Activos Financieros Corrientes	1.337	7	1.529	(1.020)	1.853	1.989	8	4.349	(1.415)	4.931
Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes	264	9	1.763	-	2.036	254	1	319	-	574
Activos no Corrientes Mantenidos para la Venta y de Actividades Interrumpidas	4	-	-	-	4	88	-	-	-	88
TOTAL ACTIVO	17.019	15.578	37.124	(35.251)	34.470	19.010	15.213	40.960	(39.120)	36.063
PATRIMONIO NETO Y PASIVO
Patrimonio Neto	7.657	4.690	21.247	(17.925)	15.669	7.266	5.994	20.666	(18.291)	15.635
De la Sociedad Dominante	7.657	4.690	21.247	(17.925)	15.669	7.261	5.994	20.666	(18.279)	15.642
De los Intereses Minoritarios	-	-	-	-	-	5	-	-	(12)	(7)
Pasivo no Corriente	5.451	8.675	11.722	(13.279)	12.569	6.982	6.428	16.739	(15.365)	14.784
Ingresos Diferidos	67	4.576	-	(86)	4.557	68	4.463	-	(91)	4.440
Provisiones no Corrientes	1.604	986	298	120	3.008	2.141	1.105	326	87	3.659
Deuda Financiera no Corriente	3.223	2.345	11.275	(13.338)	3.505	4.269	52	16.255	(15.382)	5.194
Otros Pasivos no Corrientes	95	401	7	(2)	501	15	411	13	3	442
Pasivos por Impuesto Diferido	462	367	142	27	998	489	397	145	18	1.049
Pasivo Corriente	3.911	2.213	4.155	(4.047)	6.232	4.762	2.791	3.555	(5.464)	5.644
Deuda Financiera Corriente	47	4	2.026	(2.063)	14	225	5	2.789	(3.016)	3
Provisiones Corrientes	401	123	70	-	594	552	159	76	-	787
Acreedores Comerciales y otros Pasivos Corrientes	3.463	2.086	2.059	(1.984)	5.624	3.985	2.627	690	(2.448)	4.854
Pasivos Asociados a Activos no Corrientes Mantenidos para la Venta y de Actividades Interrumpidas	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVO	17.019	15.578	37.124	(35.251)	34.470	19.010	15.213	40.960	(39.120)	36.063

Información por Segmentos: Estados del Resultado correspondientes a los ejercicios 2013 y 2012.

Millones de Euros

	Negocio en Latinoamérica
	2013 2012
	Generación	Distribución	Estructura	Ajustes y Eliminaciones de Consolidación	Total	Generación	Distribución	Estructura	Ajustes y Eliminaciones de Consolidación	Total
INGRESOS	3.868	6.732	98	(1.007)	9.691	4.624	7.155	111	(1.103)	10.787
Ventas	3.768	6.324	98	(1.007)	9.183	4.515	6.744	100	(1.103)	10.256
Otros Ingresos de Explotación	100	408	-	-	508	109	411	11	-	531
APROVISIONAMIENTOS Y SERVICIOS	(1.655)	(4.106)	(31)	954	(4.838)	(2.472)	(4.577)	(29)	906	(6.172)
Compras de Energía	(448)	(3.172)	-	831	(2.789)	(586)	(3.324)	-	946	(2.964)
Consumo de Combustibles	(674)	-	-	-	(674)	(1.429)	-	-	-	(1.429)
Gastos de Transporte	(372)	(310)	-	77	(605)	(400)	(437)	-	78	(759)
Otros Aprovisionamientos Variables y Servicios	(161)	(624)	(31)	46	(770)	(57)	(816)	(29)	(118)	(1.020)
MARGEN DE CONTRIBUCION	2.213	2.626	67	(53)	4.853	2.152	2.578	82	(197)	4.615
Trabajos Realizados por el Grupo para su Activo	31	64	-	-	95	23	57	-	(1)	79
Gastos de Personal	(225)	(441)	(61)	-	(727)	(203)	(427)	(56)	1	(685)
Otros Gastos Fijos de Explotación	(184)	(595)	(41)	42	(778)	(277)	(664)	(47)	188	(800)
RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACION	1.835	1.654	(35)	(11)	3.443	1.695	1.544	(21)	(9)	3.209
Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro (**)	(369)	(421)	(6)	4	(792)	(378)	(419)	(356)	364	(789)
RESULTADO DE EXPLOTACION	1.466	1.233	(41)	(7)	2.651	1.317	1.125	(377)	355	2.420
RESULTADO FINANCIERO	(258)	(81)	55	34	(250)	(254)	(76)	(59)	9	(380)
Ingreso Financiero	72	247	146	(56)	409	79	348	66	(46)	447
Gasto Financiero	(264)	(326)	(88)	53	(625)	(297)	(427)	(108)	42	(790)
Diferencias de Cambio Netas	(66)	(2)	(3)	37	(34)	(36)	3	(17)	13	(37)
Resultado Neto de Sociedades por el Método de Participación	14	-	-	-	14	77	41	-	(102)	16
Resultado de otras Inversiones	2	-	20	(20)	2	1	-	-	1	2
Resultado en Ventas de Activos	4	5	4	15	28	1	3	623	(604)	23
RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS	1.228	1.157	38	22	2.445	1.142	1.093	187	(341)	2.081
Impuestos sobre Sociedades	(357)	(305)	(119)	103	(678)	(342)	(343)	46	(66)	(705)
RESULTADO DESPUES DE IMPUESTOS DE ACTIVIDADES CONTINUADAS	871	852	(81)	125	1.767	800	750	233	(407)	1.376
RESULTADO DESPUES DE IMPUESTOS DE ACTIVIDADES INTERRUMPIDAS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
RESULTADO DEL EJERCICIO	871	852	(81)	125	1.767	800	750	233	(407)	1.376
Sociedad Dominante	560	823	(81)	(599)	703	504	718	233	(831)	624
Intereses Minoritarios	311	29	-	724	1.064	296	32	-	424	752

(*) Durante los ejercicios 2013 y 2012 se incluyen pérdidas netas por deterioro por importe de 115 y 69 millones de euros, respectivamente.

Información por Segmentos: Estados de Situación Financiera a 31 de diciembre de 2013 y 2012.

	Negocio en Latinoamérica
	31 de Diciembre de 2013 31 de Diciembre de 2012
		Ajustes y Eliminaciones de							Ajustes y Eliminaciones de
	Generación	Distribución	Estructura	Consolidación	Total	Generación	Distribución	Estructura	Consolidación	Total
ACTIVO
Activo no Corriente	8.225	5.642	9.932	(7.349)	16.450	9.164	6.583	11.943	(8.850)	18.840
Inmovilizado Material	7.399	3.229	28	(123)	10.533	8.159	3.510	33	(53)	11.649
Inversiones Inmobiliarias	-	-	62	-	62	-	-	74	-	74
Activo Intangible	93	1.507	21	-	1.621	82	1.803	24	-	1.909
Fondo de Comercio	231	187	1.895	-	2.313	264	207	2.205	-	2.676
Inversiones Contabilizadas por el Método
de Participación	22	-	-	-	22	15	-	1	-	16
Activos Financieros no Corrientes	271	472	7.845	(7.476)	1.112	387	780	9.496	(8.967)	1.696
Activos por Impuesto Diferido	209	247	81	250	787	257	283	110	170	820
Activo Corriente	1.799	1.693	3.074	(1.029)	5.537	1.841	1.564	1.383	(913)	3.875
Existencias	83	28	7	-	118	107	21	7	-	135
Deudores Comerciales y otras Cuentas a	1.005	1.038	297	(477)	1.863	873	1.064	284	(399)	1.822
Cobrar Activos Financieros Corrientes	116	271	1.422	(552)	1.257	250	113	657	(514)	506
Efectivo y otros Medios Líquidos
Equivalentes	595	356	1.348	-	2.299	611	366	435	-	1.412
Activos no Corrientes Mantenidos para	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
la Venta y de Actividades Interrumpidas
TOTAL ACTIVO	10.024	7.335	13.006	(8.378)	21.987	11.005	8.147	13.326	(9.763)	22.715
PATRIMONIO NETO Y PASIVO
Patrimonio Neto	4.928	3.257	11.537	(8.622)	11.100	5.403	3.695	11.560	(9.924)	10.734
De la Sociedad Dominante	3.481	2.456	11.537	(12.622)	4.852	3.971	3.248	11.560	(13.768)	5.011
De los Intereses Minoritarios	1.447	801	-	4.000	6.248	1.432	447	-	3.844	5.723
Pasivo no Corriente Ingresos Diferidos	2.889 -	2.119 25	590 -	307 -	5.905 25	3.309 -	2.302 6	918 -	331 -	6.860 6
Provisiones no Corrientes	102	488	29	-	619	112	584	26	-	722
Deuda Financiera no Corriente	2.214	1.284	554	(6)	4.046	2.507	1.305	884	(4)	4.692
Otros Pasivos no Corrientes	57	40	3	-	100	93	80	1	(39)	135
Pasivos por Impuesto Diferido	516	282	4	313	1.115	597	327	7	374	1.305
Pasivo Corriente	2.207	1.959	879	(63)	4.982	2.293	2.150	848	(170)	5.121
Deuda Financiera Corriente	904	329	460	(555)	1.138	975	444	86	(534)	971
Provisiones Corrientes	45	76	8	-	129	55	56	4	-	115
Acreedores Comerciales y otros Pasivos
Corrientes	1.258	1.554	411	492	3.715	1.263	1.650	758	364	4.035
Pasivos Asociados a Activos no
Corrientes Mantenidos para la Venta y de	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Actividades Interrumpidas
TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVO	10.024	7.335	13.006	(8.378)	21.987	11.005	8.147	13.326	(9.763)	22.715

37. Saldos y transacciones con partes vinculadas.

Las operaciones entre la Sociedad y sus Sociedades Dependientes y de Control Conjunto, que son partes vinculadas, forman parte del tráfico habitual de la Sociedad en cuanto a su objeto y condiciones y han sido eliminadas en el proceso de consolidación y no se desglosan en esta Nota.

A efectos de la información incluida en esta Nota se han considerado accionistas significativos de la Sociedad, en los ejercicios 2013 y 2012, a todas las empresas que componen el Grupo ENEL y que no se integran en los Estados Financieros Consolidados de ENDESA.

Todas las operaciones con partes vinculadas se realizan con arreglo a los términos y condiciones habituales de mercado.

37.1. Gastos e ingresos y otras transacciones.

Los saldos y operaciones relevantes realizadas durante los ejercicios 2013 y 2012 con partes vinculadas, todas ellas cerradas en condiciones de mercado, han sido las siguientes:

37.1.1. Gastos e ingresos.

Miles de Euros 2013 Accionistas Significativos Administradores y Directivos Personas, Sociedades o Entidades de ENDESA Otras Partes Vinculadas Total Gastos Financieros 37.771 - - - 37.771 Contratos de Gestión o Colaboración 27.107 - - - 27.107 Transferencias de I+D y Acuerdos sobre Licencias - - - - - Arrendamientos 1.129 - - - 1.129 Recepción de Servicios 173.693 - - - 173.693 Compra de Bienes (Terminados o en Curso) 181.013 - - - 181.013 Correcciones Valorativas por Deudas Incobrables o de Dudoso Cobro - - - - - Pérdidas por Baja o Enajenación de Activos 70 - - - 70 Otros Gastos (*) 185.308 - - - 185.308 GASTOS 606.091 - 606.091 Ingresos Financieros 1.721 3 - - 1.724 Contratos de Gestión o Colaboración 13.950 - - - 13.950 Transferencias de I+D y Acuerdos sobre Licencias - - - - - Arrendamientos 8.238 - - - 8.238 Prestación de Servicios 4.228 - - - 4.228 Venta de Bienes (Terminados o en Curso) 30.884 - - - 30.884 Beneficios por Baja o Enajenación de Activos - - - - - Otros Ingresos 139.444 - - - 139.444 INGRESOS 198.465 3 - - 198.468

(*) Se incluyen 5.040 miles de euros que se han registrado en "Otro Resultado Global".

	2012
	Accionistas Significativos	Administradores y Directivos	Personas, Sociedades o Entidades de ENDESA	Otras Partes Vinculadas	Total
Gastos Financieros	40.080	-	-	-	40.080
Contratos de Gestión o Colaboración	44.690	-	-	-	44.690
Transferencias de I+D y Acuerdos sobre Licencias	-	-	-	-	-
Arrendamientos	-	-	-	-	-
Recepción de Servicios	169.570	-	-	-	169.570
Compra de Bienes (Terminados o en Curso)	165.790	-	-	-	165.790
Correcciones Valorativas por Deudas Incobrables o de Dudoso Cobro	-	-	-	-	-
Pérdidas por Baja o Enajenación de Activos	-	-	-	-	-
Otros Gastos	228.510	-	-	-	228.510
GASTOS	648.640		-	-	648.640
Ingresos Financieros	2.230	19	-	-	2.249
Contratos de Gestión o Colaboración	11.710	-	-	-	11.710
Transferencias de I+D y Acuerdos sobre Licencias	-	-	-	-	-
Arrendamientos	7.340	-	-	-	7.340
Prestación de Servicios	6.520	-	-	-	6.520
Venta de Bienes (Terminados o en Curso)	12.670	-	-	-	12.670
Beneficios por Baja o Enajenación de Activos	-	-	-	-	-
Otros Ingresos(*)	149.590	-	-	-	149.590
INGRESOS	190.060	19	-	-	190.079

(*) Se incluyen 32.180 miles de euros que se han registrado en "Otro Resultado Global".

Las principales transacciones con partes vinculadas incluidas dentro del apartado "Otros gastos" del ejercicio 2013 corresponden a compras de energía por importe de 5 millones de euros (107 millones de euros en 2012) y variaciones negativas en el valor razonable de instrumentos financieros derivados de electricidad y otros productos energéticos por importe de 180 millones de euros (118 millones de euros en 2012). En el ejercicio 2012, este epígrafe también incluía compras de derechos de emisión de CO2 por importe de 4 millones de euros.

Las principales transacciones con partes vinculadas incluidas dentro del apartado "Otros ingresos" del ejercicio 2013 recogen las variaciones positivas en el valor razonable de instrumentos financieros derivados de electricidad y otros productos energéticos por importe de 106 millones de euros (107 millones de euros en 2012), otros ingresos por venta de energía por importe de 4 millones de euros (21 millones de euros en 2012) y los resultados por importe de 29 millones de euros aportados por ENEL Green Power España, S.L. en la que ENDESA posee una participación del 40%, que se registra en los Estados Financieros Consolidados de ENDESA por el método de participación (16 millones de euros en 2012). En el ejercicio 2012, este epígrafe también incluía ventas de derechos de emisión de CO² por importe de 6 millones de euros.

37.1.2. Otras transacciones.

Miles de Euros

	2013
	Accionistas Significativos	Administrad. y Directivos	Personas, Sociedades o Entidades de ENDESA	Otras Partes Vinculadas	Total
Compra de Activos Materiales, Intangibles u otros Activos	76.057	-	-	-	76.057
Acuerdos de Financiación (Prestamista)	1.000.000	-	-	-	1.000.000
Contratos de Arrendamiento Financiero (Arrendador)	-	-	-	-	-
Amortización o Cancelación de Créditos y Contratos de Arrendamiento (Arrendador)	-	-	-	-	-
Venta de Activos Materiales, Intangibles u otros Activos	-	-	-	-	-
Acuerdos de Financiación (Prestatario)	-	865	-	-	865
Contratos de Arrendamiento Financiero (Arrendatario)	-	-	-	-	-
Amortización o Cancelación de Créditos y Contratos de Arrendamiento (Arrendatario)	-	15	-	-	15
Garantías y Avales Prestados	-	-	-	-	-
Garantías y Avales Recibidos	-	7.159	-	-	7.159
Compromisos Adquiridos	-	-	-	-	-
Compromisos/Garantías Canceladas	-	-	-	-	-
Dividendos y Otros Beneficios Distribuidos	-	-	-	-	-
Otras Operaciones	8.620	-	-	-	8.620

Miles de Euros

	2012
	Accionistas Significativos	Administrad. y Directivos	Personas, Sociedades o Entidades de ENDESA	Otras Partes Vinculadas	Total
Compra de Activos Materiales, Intangibles u otros Activos	111.710	-	-	-	111.710
Acuerdos de Financiación (Prestamista)	1.100	-	-	-	1.100
Contratos de Arrendamiento Financiero (Arrendador)	-	-	-	-	-
Amortización o Cancelación de Créditos y Contratos de Arrendamiento (Arrendador)	-	-	-	-	-
Venta de Activos Materiales, Intangibles u otros Activos	-	-	-	-	-
Acuerdos de Financiación (Prestatario)	-	2.613	-	-	2.613
Contratos de Arrendamiento Financiero (Arrendatario)	-	-	-	-	-
Amortización o Cancelación de Créditos y Contratos de Arrendamiento (Arrendatario)	-	36	-	-	36
Garantías y Avales Prestados	-	-	-	-	-
Garantías y Avales Recibidos	-	10.393	-	-	10.393
Compromisos Adquiridos	-	-	-	-	-
Compromisos/Garantías Canceladas	-	-	-	-	-
Dividendos y Otros Beneficios Distribuidos	590.680	5	-	-	590.685
Otras Operaciones	-	-	-	-	-

A 31 de diciembre de 2013, el epígrafe "Acuerdos de Financiación (Prestamista)" incluye 1.000 millones de euros que estaban colocados en ENEL Energy Europe, S.L.U. y que fueron cancelados con fecha 2 de enero de 2014 con motivo del abono del dividendo a cuenta (véase Nota 14).

37.1.3. Otra información.

Los saldos a 31 de diciembre de 2013 y 2012 con los Accionistas Significativos son los que se detallan a continuación:

Millones de Euros

	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012
Activos Financieros no Corrientes	3	7
Clientes por Ventas y Prestación de Servicios y otros Deudores	77	307
Activos por Impuesto sobre Sociedades Corrientes	243	217
Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes	1.000	-
ACTIVO	1.323	531
Deuda Financiera no Corriente	61	550
Otras Cuentas a Pagar no Corrientes	3	6
Proveedores y otros Acreedores	1.858	880
Pasivos por Impuesto sobre Sociedades Corrientes	401	321
PASIVO	2.323	1.757

37.2. Empresas asociadas y de control conjunto.

Las operaciones con empresas asociadas y de control conjunto corresponden fundamentalmente a préstamos concedidos cuyos saldos ascienden a 36 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 (116 millones de euros a 31 de diciembre de 2012) (véanse Notas 10.1 y 13) y avales concedidos por un importe, a esas mismas fechas, de 102 millones de euros y 112 millones de euros respectivamente (véase Nota 38.1).

A 31 de diciembre de 2013, las principales operaciones de préstamo corresponden a Elecgas, S.A. (11 millones de euros). Los principales avales concedidos a esa fecha corresponden a Elcogas, S.A. (51 millones de euros).

A 31 de diciembre de 2012, las principales operaciones de préstamo corresponden a ENDESA Gas T&D, S.L. (72 millones de euros), Elecgas, S.A. (16 millones de euros) y Elcogas, S.A. (4 millones de euros). Los principales avales concedidos a esa fecha corresponden a Elcogas, S.A. (51 millones de euros).

Las transacciones realizadas durante el ejercicio 2013 con empresas asociadas y de control conjunto, no eliminadas en el proceso de consolidación corresponden a gastos por importe de 99 millones de euros e ingresos por importe de 33 millones de euros (91 millones de euros y 32 millones de euros, respectivamente, en el ejercicio 2012).

37.3. Planes de pensiones.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 el importe a pagar a los planes de pensiones de ENDESA por los Planes de Reequilibrio aprobados ascendía a 5 y 12 millones de euros, respectivamente.

Estos importes se han registrado en el epígrafe "Deuda Financiera" del Pasivo del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto.

37.4. Administradores y Alta Dirección.

37.4.1. Retribución del Consejo de Administración.

El artículo 41º de los Estatutos Sociales establece que "la remuneración de los administradores se compone de los siguientes conceptos: asignación fija mensual y participación en beneficios. La remuneración, global y anual, para todo el Consejo y por los conceptos anteriores, será el uno por mil de los beneficios del grupo consolidado, aprobados por la Junta General, si bien el Consejo de Administración podrá reducir este porcentaje en los ejercicios en que lo estime conveniente. Todo ello sin perjuicio de lo establecido en el párrafo tercero de este artículo con relación a las dietas.

Corresponderá al propio Consejo la distribución del importe citado entre los conceptos anteriores y entre los administradores en la forma, momento y proporción que libremente determine.

Los miembros del Consejo de Administración percibirán también dietas por asistencia a cada sesión de los órganos de administración de la sociedad y sus comités. La cuantía de dicha dieta será, como máximo, el importe que, de conformidad con los párrafos anteriores, se determine como asignación fija mensual. El Consejo de Administración podrá, dentro de este límite, establecer la cuantía de las dietas.

Las retribuciones previstas en los apartados precedentes, derivadas de la pertenencia al Consejo de Administración, serán compatibles con las demás percepciones profesionales o laborales que correspondan a los Consejeros por cualesquiera otras funciones ejecutivas o de asesoramiento que, en su caso, desempeñen para la sociedad distintas de las de supervisión y decisión colegiada propias de su condición de Consejeros, las cuales se someterán al régimen legal que les fuere aplicable.

De conformidad con lo dispuesto en el artículo 218 de la Ley de Sociedades de Capital, la remuneración por el concepto participación en beneficios, sólo podrán percibirla los administradores después de estar cubiertas las atenciones de la reserva legal y de la estatutaria y de haberse reconocido a los accionistas un dividendo mínimo del 4%."

Así, los miembros del Consejo de Administración de ENDESA, S.A. han percibido retribuciones en su condición de Consejeros de la Sociedad, y por su pertenencia, en algunos casos, a Consejos de Administración de empresas dependientes, y los miembros del Consejo de Administración que ejercen además funciones ejecutivas han percibido sus retribuciones por este concepto.

Durante el ejercicio 2013, la asignación fija mensual para cada Consejero ha sido de 20.856,75 euros brutos y la dieta por asistencia a las reuniones del Consejo de Administración, Comisión Ejecutiva, Comité de Nombramientos y Retribuciones, Comité de Auditoría y Cumplimiento, ascendió a 2.003,37 euros brutos cada una.

Los miembros del Consejo de Administración, Consejeros Ejecutivos, por el desempeño de funciones en la Sociedad distintas a las de Consejero, perciben una remuneración conforme a la estructura salarial de la Alta Dirección de ENDESA y cuyos principales componentes son:

Retribución Fija Anual: Compensación en metálico de carácter mensual ligada a la complejidad y responsabilidad de las funciones encomendadas.

• Retribución Variable a Corto Plazo: Retribución en efectivo no garantizada sujeta al cumplimiento de objetivos anuales fijados a través de los sistemas de evaluación establecidos en la Compañía.
• Retribución Variable a Largo Plazo: Retribución en efectivo no garantizada sujeta al cumplimiento de objetivos plurianuales.
• Beneficios y otras Prestaciones Sociales: Retribución, normalmente de carácter no monetario, que se percibe de acuerdo a ciertos requisitos o condiciones especiales determinados voluntaria, legal, contractual o convencionalmente.

El detalle de las retribuciones percibidas por los miembros del Consejo de Administración, en los ejercicios 2013 y 2012, es el siguiente:

Euros

	Total Ejercicio 2013
	Sueldo	Remuneración Fija	Dietas	Retribución Variable a Corto Plazo	Retribución Variable a Largo Plazo	Otros Conceptos	Retribución Devengada en Otras Sociedades	Total Ejercicio 2013	Total Ejercicio 2012
D. Borja Prado Eulate	812.000	250.281	44.074	495.872	649.600	37.894	79.835	2.369.556	2.249.720
D. Andrea Brentan	710.500	-	-	236.838	568.400	194.615	-	1.710.353	1.498.146
D. Fulvio Conti (3)	-	-	-	-	-	-	-	-	276.324
D. Luigi Ferraris (3)	-	-	-	-	-	-	-	-	308.378
D. Massimo Cioffi (1) (3)	-	-	-	-	-	-	-	-	38.064
D. Gianluca Comin (3)	-	-	-	-	-	-	-	-	276.324
D. Alejandro Echevarría Busquet	-	250.281	62.104	-	-	-	-	312.385	300.364
D. Miquel Roca Junyent	-	250.281	62.104	-	-	-	-	312.385	308.378
D. Salvador Montejo Velilla (1)	557.836	-	-	290.074	334.701	32.798	-	1.215.409	409.937
Claudio Machetti (2)	-	-	-	-	-	-	-	-	250.279
TOTAL								5.920.088	5.915.914

(1) Forman parte del Consejo de Administración de ENDESA desde el 26 de junio de 2012, por lo que la información del ejercicio 2012 se refiere al período de 26 de junio de 2012 a 31 de diciembre de 2012.

(2) No forma parte del Consejo desde el 26 de junio de 2012.

(3) En enero de 2013, los Consejeros Dominicales de ENEL renunciaron a percibir cantidad alguna por su desempeño como tales en el Consejo de Administración de ENDESA, S.A.

Anticipos y préstamos.

Euros
Miembros	2013	2012
D. Salvador Montejo Velilla (*)	168.283	168.283
TOTAL	168.283	168.283

(*) Forma parte del Consejo de Administración desde el 26 de junio de 2012.

Fondos y Planes de Pensiones: Aportaciones.

Euros
Miembros	2013	2012
D. Borja Prado Eulate	208.434	212.218
D. Andrea Brentan	190.437	193.978
D. Salvador Montejo Velilla (*)	195.412	116.015
TOTAL	594.283	522.211

(*) Forma parte del Consejo de Administración desde el 26 de junio de 2012. Las cantidades del ejercicio 2012 detalladas se corresponden con la parte proporcional de la aportación realizada el tiempo que D. Salvador Montejo Velilla ha sido Consejero.

Primas de Seguros de Vida.

Euros
Miembros	2013	2012
D. Borja Prado Eulate	102.761	112.513
D. Andrea Brentan	111.844	109.386
D. Salvador Montejo Velilla (*)	50.461	18.087
TOTAL	265.066	239.986

(*) Forma parte del Consejo de Administración desde el 26 de junio de 2012. Las cantidades del ejercicio 2012 detalladas se corresponden con la parte proporcional de la aportación realizada al tiempo que D. Salvador Montejo Velilla ha sido Consejero.

37.4.2. Retribución de Alta Dirección.

Remuneración de los Altos Directivos durante los ejercicios 2013 y 2012.

Identificación de los miembros de la Alta Dirección que no son a su vez Consejeros Ejecutivos, y remuneración total devengada a su favor durante el ejercicio:

	Miembros de la Alta Dirección 2013 (*)
Nombre	Cargo
D. Francisco de Borja Acha Besga	Director General de Asesoría Jurídica y Secretaría General
D. José Damián Bogas Gálvez	Director General de España y Portugal
D. Paolo Bondi	Director General Económico Financiero
D. Francesco Buresti	Director General de Compras
D. Enrique Durand Baquerizo	Director General de Auditoría
D. Rafael López Rueda	Director General de Sistemas y Telecomunicaciones
D. Alfonso López Sánchez (1)	Director General de Comunicación
D. Héctor López Vilaseco	Director General de Estrategia
D. José Luis Puche Castillejo	Director General de Recursos Humanos y Organización
D. Alberto Fernández Torres (2)	Director General de Comunicación
D. Federico Fea (2)	Director General de Innovación
D. Ignacio Antoñanzas Alvear	Director General de Latinoamérica / Director General Chile

(*) El listado de personas incluidas en este cuadro atiene a la definición de Alta Dirección establecida en la Circular 5/2013, de 12 de junio, de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

(1) Causó baja en el ejercicio 2013.

(2) Causó alta en el ejercicio 2013.

Miembros de la Alta Dirección 2012
Nombre	Cargo
D. Francisco de Borja Acha Besga	Director General de Asesoría Jurídica y Secretaría General
D. Ignacio Antoñanzas Alvear	Director General de Latinoamérica / Director General Chile
D. Alfonso Arias Cañete (1)	Director General de Energía Nuclear
D. Francisco Arteaga Alarcón	Director General Territorial Andalucía y Extremadura
D. José Damián Bogas Gálvez	Director General de España y Portugal
D. Paolo Bondi	Director General Económico Financiero
D. Francesco Buresti	Director General de Compras
D. Pablo Casado Rebóiro	Director General Territorial de Canarias
D. Enrique Durand Baquerizo	Director General de Auditoría
D. Amado Franco Lahoz	Presidente Consejo Asesor de Erz-ENDESA Aragón
D. Joaquín Galindo Vélez	Gerente General Generación Latinoamérica / Generación Chile
D. Jaime Gros Bañeres	Director General Territorial de Aragón
D. Rafael López Rueda	Director General de Sistemas y Telecomunicaciones
D. Alfonso López Sánchez (2)	Director General de Comunicación
D. Héctor López Vilaseco	Director General de Estrategia
D. José Luis Marín López Otero	Director General de ENDESA Red, S.A.U.
D. Salvador Montejo Velilla (3)	Secretario General y del Consejo de Administración
D. Manuel Morán Casero	Director General de Generación
D. José Luis Puche Castillejo	Director General de Recursos Humanos y Organización
D. Álvaro Quiralte Abelló	Director General de Gestión Energía
D. Jorge Rosemblut Ratinoff	Presidente de Empresa Nacional de Electricidad, S.A.
D. José María Rovira Vilanova	Director General de Fecsa-ENDESA Cataluña
D. Mássimo Tambosco	Director General Estrategia del Negocio, Regulación y Proyectos /
	Coordinación Áreas Corporativas
D. Javier Uriarte Monereo	Director General de Comercialización
D. Pablo Yrarrazabal Valdés	Presidente de Enersis, S.A.

(1) Causó baja en el ejercicio 2012. (2) Causó baja el 31 de enero de 2013.

(3) Forma parte del Consejo de Administración desde el 26 de junio de 2012. Las retribuciones incluidas se corresponden con las que el Ejecutivo ha percibido hasta el 30 de junio de 2012.

A continuación se detalla la retribución correspondiente a los miembros de la Alta Dirección:

Euros
	Remuneración
	En la Sociedad		Por la pertenencia a Consejos de Administración de Sociedades de ENDESA
	2013	2012	2013	2012
Retribución Fija	5.023.099	10.135.682	-	-
Retribución Variable	4.343.803	8.372.360	-	-
Dietas	-	-	-	352.462
Atenciones Estatutarias	-	-	-	-
Opciones sobre Acciones y Otros Instrumentos Financieros	-	-	-	-
Otros	1.477.706	1.486.858	-	-
TOTAL	10.844.608	19.994.900	-	352.462

Euros

	Otros Beneficios
	En la Sociedad		Por la pertenencia a Consejos de Administración de Sociedades de ENDESA
	2013	2012	2013	2012
Anticipos	466.942	1.551.103	-	-
Créditos Concedidos	229.689	894.108	-	-
Fondos y Planes de Pensiones: Aportaciones	1.047.034	2.195.165	-	-
Fondos y Planes de Pensiones: Obligaciones Contraídas	-	-	-	-
Primas de Seguros de Vida	251.116	511.259	-	-

Garantías constituidas por la Sociedad a favor de la Alta Dirección.

Por lo que a retribuciones se refiere, la Sociedad tiene garantías constituidas mediante aval a favor de los Altos Directivos que tienen derecho a ello por importe de 7.159.131 euros en 2013 (que en 2012 eran 10.393.152 euros) para atender los devengos futuros, en materia retributiva, al igual que para el resto del personal en el mismo supuesto de edad y antigüedad, es decir, derecho a la prejubilación.

37.4.3. Cláusulas de garantía: Consejo de Administración y Alta Dirección.

Cláusulas de garantía para casos de despido o cambios de control.

Este tipo de cláusulas es el mismo en los contratos de los Consejeros Ejecutivos y de los Altos Directivos de la Sociedad y de su Grupo, se ajustan a la práctica habitual del mercado, como se deriva de los informes solicitados por la Compañía, han sido aprobadas por el Consejo de Administración previo informe del Comité de Nombramientos y Retribuciones y recogen supuestos de indemnización para extinción de la relación laboral y pacto de no competencia postcontractual.

El régimen de estas cláusulas es el siguiente:

Extinción:

• Por mutuo acuerdo: indemnización equivalente, según los casos, de una a cuatro veces la retribución anual.
• Por decisión unilateral del Directivo: sin derecho de indemnización, salvo que el desistimiento se base en un incumplimiento grave y culpable de la Sociedad de sus obligaciones o vaciamiento del puesto, cambio de control o demás supuestos de extinción indemnizada previstos en el Real Decreto 1382/1985, de 1 de agosto.
• Por desistimiento de la Sociedad: indemnización igual a la del punto primero.
• Por decisión de la Sociedad basada en una conducta gravemente dolosa y culpable del Directivo en el ejercicio de sus funciones: sin derecho a indemnización.

Estas condiciones son alternativas a las derivadas de la modificación de la relación laboral preexistente o de la extinción de ésta por prejubilación para Altos Directivos.

Pacto de no competencia postcontractual:

En la gran mayoría de los contratos se exige al Alto Directivo cesante que no ejerza una actividad en competencia con ENDESA, durante el período de dos años; en contraprestación, el Directivo tendrá derecho a cobrar una cantidad máxima equivalente a 1,25 veces la retribución anual.

A 31 de diciembre de 2013 el número de Consejeros Ejecutivos y Altos Directivos, con cláusulas de garantía, ascendía a 11. A 31 de diciembre de 2012 ascendía a 22.

37.4.4. Otra información referente al Consejo de Administración.

Con el fin de reforzar la transparencia de las sociedades anónimas cotizadas, los Consejeros comunican, hasta donde alcanza su conocimiento, las participaciones directas o indirectas que,

tanto ellos como las personas vinculadas a que se refiere el artículo 231 de la Ley de Sociedades de Capital, tienen en el capital de sociedades con el mismo, análogo o complementario género de actividad al que constituye el objeto social de ENDESA, S.A., y comunican igualmente los cargos o las funciones que en ella ejerzan:

A 31 de Diciembre de 2013
Nombre del Consejero	NIF o CIF de la Sociedad Objeto	Denominación de la Sociedad Objeto	% Participación	Cargos
D. Borja Prado Eulate	B85721025	ENEL Energy Europe, S.L.U.	-	Consejero
D. Borja Prado Eulate	N9022122G	ENEL Green Power, S.p.A.	0,00065	-
D. Borja Prado Eulate	94.271.000-3	Enersis, S.A.	-	Vicepresidente
D. Fulvio Conti	00811720580	ENEL, S.p.A.	0,007273	Consejero Delegado y D. General
D. Fulvio Conti	B85721025	ENEL Energy Europe, S.L.U.	-	Presidente
D. Fulvio Conti	N9022122G	ENEL Green Power, S.p.A.	0,003248	-
D. Andrea Brentan	94.271.000-3	Enersis, S.A.	-	Consejero
D. Andrea Brentan	B85721025	ENEL Energy Europe, S.L.U.	-	Consejero Delegado
D. Andrea Brentan	N9022122G	ENEL Green Power, S.p.A.	-	Consejero
D. Andrea Brentan	8096.41.513	ENEL Investment Holding	-	Consejero
D. Andrea Brentan	00811720580	ENEL, S.p.A.	-	Director de Iberia y
				América Latina
D. Massimo Cioffi	00811720580	ENEL, S.p.A.	0,000006	Director de Recursos
				Humanos y Organización
D. Luigi Ferraris	00811720580	ENEL, S.p.A.	0,00042	CFO
D. Luigi Ferraris	N9022122G	ENEL Green Power, S.p.A.	0,00084	Presidente
D. Luigi Ferraris	06152631005	ENEL Factor S.p.A.	-	Presidente
D. Luigi Ferraris	06377691008	ENEL Servizi S.r.l.	-	Presidente
D. Luigi Ferraris	05779711000	ENEL Distribuzione S.p.A.	-	Consejero
D. Luigi Ferraris	05617841001	ENEL Produzione S.p.A.	-	Consejero
D. Luigi Ferraris	8096.41.513	ENEL Investment Holding	-	Consejero
D. Luigi Ferraris	94.271.000-3	Enersis, S.A.	-	Consejero
D. Gianluca Comin	00811720580	ENEL, S.p.A.	0,00015	D. de Relaciones Externas
D. Gianluca Comin	06377691008	ENEL Servizi S.r.l.	-	Consejero Delegado
D. Gianluca Comin	N9022122G	ENEL Green Power, S.p.A.	0,00040	-
D. Salvador Montejo Velilla	B85721025	ENEL Energy Europe, S.L.U.	-	Secretario no Consejero

A 31 de Diciembre de 2012
Nombre del Consejero	NIF o CIF de la Sociedad Objeto	Denominación de la Sociedad Objeto	% Participación	Cargos
D. Borja Prado Eulate	B85721025	ENEL Energy Europe, S.L.U.	-	Consejero
D. Borja Prado Eulate	N9022122G	ENEL Green Power, S.p.A.	0,00065	-
D. Fulvio Conti	00811720580	ENEL, S.p.A.	0,00609	Consejero Delegado y Director General
D. Fulvio Conti	B85721025	ENEL Energy Europe, S.L.U.	-	Presidente
D. Fulvio Conti	N9022122G	ENEL Green Power, S.p.A.	0,003138	-
D. Andrea Brentan	94.271.000-3	Enersis, S.A.	-	Vicepresidente
D. Andrea Brentan	B85721025	ENEL Energy Europe, S.L.U.	-	Consejero Delegado
D. Andrea Brentan	N9022122G	ENEL Green Power, S.p.A.	-	Consejero
D. Andrea Brentan	8096.41.513	ENEL Investment Holding, B.V.	-	Consejero
D. Andrea Brentan	00811720580	ENEL, S.p.A.	-	Director de Iberia y América Latina
D. Massimo Cioffi	00811720580	ENEL, S.p.A.	0,000006	Director de Recursos Humanos y Organización
D. Luigi Ferraris	00811720580	ENEL, S.p.A.	0,00031	CFO
D. Luigi Ferraris	N9022122G	ENEL Green Power, S.p.A.	0,00084	Presidente
D. Luigi Ferraris	06152631005	ENEL Factor S.p.A.	-	Presidente
D. Luigi Ferraris	06377691008	ENEL Servizi S.r.l.	-	Presidente
D. Luigi Ferraris	05779711000	ENEL Distribuzione S.p.A.	-	Consejero
D. Luigi Ferraris	05617841001	ENEL Produzione S.p.A.	-	Consejero
D. Luigi Ferraris	8096.41.513	ENEL Investment Holding, B.V.	-	Consejero
D. Gianluca Comin	00811720580	ENEL, S.p.A.	0,00015	Director de Relaciones Externas
D. Gianluca Comin	N9022122G	ENEL Green Power, S.p.A.	0,00040	-
D. Salvador Montejo Velilla	B85721025	ENEL Energy Europe, S.L.U.	-	Secretario del Consejo

Durante el ejercicio 2013 se han dado en los Administradores situaciones de conflicto de interés. Los Consejeros afectados por esta situación de conflicto, se han ausentado de las correspondientes sesiones, evitando la posible adopción de decisiones, por parte del Consejo de Administración, contrarias al interés social de ENDESA.

Diversidad de género: El Consejo de Administración de ENDESA, S.A., a 31 de diciembre de 2013, está integrado por 9 Consejeros, no teniendo presencia en el mismo ninguna mujer. A 31 de diciembre de 2012, tampoco había presencia de mujeres en el Consejo.

37.4.5. Planes de retribución vinculados a la cotización de la acción de ENDESA.

ENDESA no ha establecido, hasta la fecha, plan alguno de retribución vinculada a la cotización de la acción de ENDESA o "stock option", de forma que, ni los miembros del Consejo de Administración, ni los Altos Directivos han percibido retribuciones por tal concepto.

37.4.6. Planes de retribución a largo plazo.

En el año 2010 se estableció en ENDESA un sistema de retribución a largo plazo denominado "Plan de Fidelización", que tiene como finalidad fortalecer el compromiso de los empleados que ocupan posiciones de mayor responsabilidad en la consecución de los objetivos estratégicos del Grupo. El Plan está estructurado a través de Programas trienales sucesivos, que se inician cada año desde el pasado 1 de enero de 2010.

A la fecha se encuentran en funcionamiento los Programas correspondientes al período 2011- 2013, 2012-2014 y 2013-2015. El 31 de diciembre de 2013 finalizó el devengo del Programa 2011-2013, cuya liquidación definitiva se producirá en el período 2014-2017 en función de la opción de cobro a ejercer por los partícipes.

Los Programas consisten en el derecho a la percepción de un incentivo a largo plazo, en función del grado de cumplimiento de objetivos de carácter económico: Resultado Bruto de Explotación Consolidado (EBITDA) de ENDESA y ENEL, Resultado del Ejercicio Consolidado de la Sociedad Dominante (Beneficio Neto) de ENDESA y ENEL, ROACE (Resultado de Explotación (EBIT) / (Activo Inmovilizado + Capital Circulante Neto – Provisiones)) de ENDESA y ENEL y Beneficio por Acción (Resultado Neto / Nº de Acciones) de ENEL.

37.4.7. Otras consideraciones.

El Consejo de Administración ha acordado la reducción de la retribución de los Consejeros, en el ejercicio 2014, en los siguientes términos:

• Se disminuye en un 25% la cuantía de la Asignación fija mensual que pasa de 20.856,75 euros a 15.642,56 euros.
• Se disminuye en un 25%, la cuantía de la dieta por asistencia para cada Consejero que pasa de 2.003,37 euros a 1.502,53 euros.

38. Garantías comprometidas con terceros, otros activos y pasivos contingentes y otros compromisos.

38.1. Garantías directas e indirectas.

ENDESA tenía prestados avales ante terceros derivados de sus actividades por un importe de 102 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 y 112 millones de euros a 31 de diciembre de 2012 (véase Nota 37.2), de los que no corresponde ningún importe a sociedades en las que ENDESA posee control conjunto. El plazo de vencimiento de los mencionados avales comprende hasta el año 2025.

ENDESA considera que los pasivos adicionales que pudieran originarse por los avales prestados a 31 de diciembre de 2013 y 2012, si los hubiera, no serían significativos.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 el importe de los activos financieros líquidos de ENDESA pignorados como garantía de pasivos o pasivos contingentes ascendía a 79 y 105 millones de euros, respectivamente. El plazo de vencimiento de los mencionados activos financieros líquidos pignorados comprende hasta el año 2016.

Adicionalmente, a 31 de diciembre de 2013 existían prendas sobre recaudaciones futuras por importe de 387 millones de euros (321 millones de euros a 31 de diciembre de 2012). El plazo de vencimiento de las mencionadas recaudaciones comprende hasta el año 2024.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 existían elementos del inmovilizado material por importe de 479 y 530 millones de euros que servían como garantía para el cumplimiento de obligaciones (véanse Notas 5.1 y 18.5).

38.2. Otros compromisos.

A 31 de diciembre de 2013 ENDESA tenía compromisos futuros de compra de electricidad por importe de 28.291 millones de euros (38.434 millones de euros a 31 de diciembre de 2012) conforme el siguiente detalle:

Millones de Euros

	Compromisos futuros de Compra de Electricidad
2014 – 2018	9.407
2019 – 2023	8.401
2024 – 2028	3.651
2029 – Resto	6.832
TOTAL (*)	28.291

(*) Correspondiente a empresas de control conjunto: 20 millones de euros (30 millones de euros a 31 de diciembre de 2012).

38.3. Otra información.

En cumplimiento de las disposiciones legales en vigor en España y ajustándose a lo dispuesto por la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, ENDESA tiene asegurados los riesgos a terceros por accidente nuclear que puedan surgir en la explotación de sus centrales hasta 700 millones de euros. Por encima de dicho importe, se estaría a lo dispuesto en los Convenios Internacionales firmados por el Estado Español. Además, las centrales nucleares disponen de un seguro de daños propios incluyendo los producidos a las existencias de combustible así como los originados por avería de maquinaria con un límite de cobertura de 1.000 millones de euros para cada central.

Con fecha 28 de mayo de 2011 se publicó la Ley 12/2011, de 27 de mayo, sobre responsabilidad civil por daños nucleares o producidos por materiales radiactivos que eleva la responsabilidad del operador a 1.200 millones de euros permitiendo al operador garantizar tal responsabilidad por varios medios. Esta Norma entrará en vigor cuando, a su vez, lo estén el Protocolo de 12 de febrero de 2004 por el que se modifica el Convenio de responsabilidad Civil por daños Nucleares (Convenio de París) y el Protocolo de 12 de febrero de 2004, por el que se modifica el Convenio complementario del anterior (Convenio de Bruselas).

39. Retribución de auditores.

A continuación se detallan los honorarios relativos a los servicios prestados durante los ejercicios 2013 y 2012 por los auditores de las Cuentas Anuales de las distintas sociedades que componen ENDESA:

Miles de Euros
	2013		2012
	Auditor Principal	Otros Auditores de Filiales	Auditor Principal	Otros Auditores de Filiales
Auditoría de Cuentas Anuales	5.180	1.307	4.877	1.138
Otras Auditorías Distintas de las Cuentas Anuales y Otros Servicios Relacionados con las Auditorías	956	56	560	64
Otros Servicios no Relacionados con las Auditorías	-	1.390	-	2.168
TOTAL	6.136	2.753	5.437	3.370

40. Plantilla.

A continuación se detalla la plantilla final y media de ENDESA de 2013 y 2012 distribuida por segmentos, categorías profesionales y sexos:

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Número de Empleados

	Plantilla Final
	31 de Diciembre de 2013 31 de Diciembre de 2012
	Hombres	Mujeres	Total	Hombres	Mujeres	Total
Negocio Eléctrico en España y Portugal	8.780	2.365	11.145	9.076	2.430	11.506
Negocio Eléctrico en Latinoamérica	9.355	2.495	11.850	8.896	2.405	11.301
TOTAL	18.135	4.860	22.995	17.972	4.835	22.807

Número de Empleados

		Plantilla Final
		31 de Diciembre de 2013		31 de Diciembre de 2012
	Hombres	Mujeres	Total	Hombres	Mujeres	Total
Directivos	468	71	539	492	67	559
Titulados	5.778	2.203	7.981	5.680	2.134	7.814
Mandos Intermedios	10.624	2.222	12.846	10.447	2.236	12.683
Operarios	1.265	364	1.629	1.353	398	1.751
TOTAL	18.135	4.860	22.995	17.972	4.835	22.807

Número de Empleados Plantilla Media 31 de Diciembre de 2013 31 de Diciembre de 2012 Hombres Mujeres Total Hombres Mujeres Total Negocio Eléctrico en España y Portugal 8.920 2.396 11.316 9.292 2.462 11.754 Negocio Eléctrico en Latinoamérica 9.129 2.445 11.574 8.846 2.395 11.241 TOTAL 18.049 4.841 22.890 18.138 4.857 22.995

Número de Empleados

		Plantilla Media
		31 de Diciembre de 2013		31 de Diciembre de 2012
	Hombres	Mujeres	Total	Hombres	Mujeres	Total
Directivos	477	70	547	491	68	559
Titulados	5.726	2.157	7.883	5.701	2.139	7.840
Mandos Intermedios	10.518	2.231	12.749	10.567	2.246	12.813
Operarios	1.328	383	1.711	1.379	404	1.783
TOTAL	18.049	4.841	22.890	18.138	4.857	22.995

El número medio de personas empleadas en los ejercicios 2013 y 2012 de las sociedades de control conjunto es 1.266 y 1.393, respectivamente.

41. Hechos posteriores.

Con fecha 14 de enero de 2014 Enersis, S.A. presentó una Oferta Pública Voluntaria de Adquisición de Acciones (OPA) a un precio por acción de 49 reales brasileños, dirigida a los accionistas minoritarios de Companhia Energética do Ceará, S.A., sociedad distribuidora brasileña de electricidad ya controlada a través de ENDESA Brasil, S.A., que posee un 58,87% de las acciones emitidas por ésta.

Transcurrido el periodo de aceptación, que culminó el pasado 17 de febrero de 2014 con la preceptiva subasta, Enersis, S.A. ha adquirido 2.964.650 acciones ordinarias, 8.818.006 acciones preferentes Clase A y 424 acciones preferentes Clase B de la referida compañía por un importe total de 242 millones de dólares estadounidenses (aproximadamente 175 millones de euros), que fueron pagados el 20 de febrero de 2014.

En consecuencia, como resultado de la Oferta Pública Voluntaria de Adquisición de Acciones (OPA), Enersis, S.A. ha incrementado su participación en Companhia Energética do Ceará, S.A. en un 15,13%, de manera que su participación directa e indirecta en dicha sociedad a la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas es del 74,00%.

Adicionalmente, en virtud de los resultados de la subasta mencionada y atendiendo a la legislación y normativa brasileña, Enersis, S.A. ha prorrogado la vigencia de su Oferta para las acciones ordinarias de Companhia Energética do Ceará, S.A., por tres meses adicionales y en las mismas condiciones de precio.

No se han producido otros hechos significativos posteriores entre el 31 de diciembre de 2013 y la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas.

Anexo I: Sociedades que componen ENDESA

Sociedad (por orden

alfabético) % Participación a 31/12/2013 % Participación a 31/12/2012

	Control	Económico	Método de Consolidación	Control	Económico	Método de Consolidación	Domicilio Social	Actividad	Empresa Auditora
AGUAS SANTIAGO PONIENTE, S.A.	78,88	33,34	IG	78,88	33,34	IG	SANTIAGO (CHILE)	SERVICIOS DE AGUA	ERNST & YOUNG
AMPLA ENERGIA E SERVIÇOS, S.A.	99,64	55,55	IG	99,64	63,63	IG	RÍO DE JANEIRO (BRASIL)	PRODUCCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA	ERNST & YOUNG
ANDORRA DESARROLLO, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	TERUEL (ESPAÑA)	DESARROLLO REGIONAL	NO AUDITADA
APAMEA 2000, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	MADRID (ESPAÑA)	ACTIVIDADES DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y OTRAS	NO AUDITADA
AQUILAE SOLAR, S.L.	50,00	50,00	IP	50,00	50,00	IP	LAS PALMAS DE GRAN CANARIA (ESPAÑA)	PROMOCIÓN Y CONSTRUCCIÓN DE INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS	AGUSTI & SANCHEZ AUDITORES
ARAGONESA DE ACTIVIDADES ENERGÉTICAS, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	TERUEL (ESPAÑA)	GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	NO AUDITADA
ASOCIACIÓN NUCLEAR ASCÓ VANDELLÓS II, A.I.E.	85,41	85,41	IP	85,41	85,41	IP	TARRAGONA (ESPAÑA)	GESTIÓN, EXPLOTACIÓN Y ADMINISTRACIÓN DE CENTRALES NUCLEARES	ERNST & YOUNG
ATACAMA FINANCE CO.	100,00	18,64	IP	100,00	18,18	IP	GRAND CAYMAN	(ISLAS CAIMÁN) SOCIEDAD DE CARTERA	ERNST & YOUNG
AYSÉN ENERGÍA, S.A.	99,51	18,55	IP	99,51	18,55	IP	SANTIAGO (CHILE)	PRODUCCIÓN Y TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA	KPMG AUDITORES
AYSÉN TRANSMISIÓN, S.A.	99,51	18,55	IP	99,51	18,55	IP	SANTIAGO (CHILE)	DESARROLLAR SISTEMAS DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA	KPMG AUDITORES
BOLONIA REAL ESTATE, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	MADRID (ESPAÑA)	GESTIÓN Y DESARROLLO DEL PATRIMONIO INMOBILIARIO	ERNST & YOUNG
CARBOEX, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	MADRID (ESPAÑA)	APROVISIONAMIENTO DE COMBUSTIBLES	ERNST & YOUNG
CARBOPEGO - ABASTECIMIENTOS DE COMBUSTIVEIS, S.A.	50,00	50,00	IP	50,00	50,00	IP	LISBOA (PORTUGAL)	ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLES	KPMG AUDITORES
CEFEIDAS DESARROLLO SOLAR, S.L.	50,00	50,00	IP	50,00	50,00	IP	LAS PALMAS DE GRAN CANARIA (ESPAÑA)	PROMOCIÓN Y CONSTRUCCIÓN DE INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS	AGUSTI & SANCHEZ AUDITORES
CENTRAIS ELÉTRICAS CACHOEIRA DOURADA, S.A.	99,75	50,52	IG	99,75	61,25	IG	RÍO DE JANEIRO (BRASIL)	GENERACIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	ERNST & YOUNG
CENTRAL DOCK SUD, S.A.	69,99	24,25	IG	69,99	39,99	IG	BUENOS AIRES (ARGENTINA)	GENERACIÓN, TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	ERNST & YOUNG
CENTRAL EÓLICA CANELA S.A.	75,00	27,96	IG	75,00	27,27	IG	SANTIAGO (CHILE)	PROMOCIÓN Y DESARROLLO PROYECTOS DE ENERGÍA RENOVABLES	KPMG AUDITORES
CENTRAL GERADORA TERMELÉTRICA FORTALEZA, S.A.	100,00	50,64	IG	100,00	61,40	IG	FORTALEZA (BRASIL)	DESARROLLO DE UN PROYECTO DE GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA	ERNST & YOUNG
CENTRAL VUELTA DE OBLIGADO, S.A.	40,90	9,80	IP	40,90	10,78	IP	BUENOS AIRES (ARGENTINA)	CONSTRUCCIÓN Y EXPLOTACIÓN DE UNA CENTRAL DE CICLO COMBINADO	ERNST & YOUNG
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DE AYSÉN, S.A.	51,00	18,55	IP	51,00	18,55	IP	SANTIAGO (CHILE)	DESARROLLO Y EXPLOTACIÓN DE UN PROYECTO HIDROELÉCTRICO	KPMG AUDITORES
CEPHEI DESARROLLO SOLAR, S.L.	50,00	50,00	IP	50,00	50,00	IP	LAS PALMAS DE GRAN CANARIA (ESPAÑA)	PROMOCIÓN Y CONSTRUCCIÓN DE INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS	AGUSTI & SANCHEZ AUDITORES
CHILECTRA INVERSUD, S.A.	100,00	60,07	IG	100,00	60,07	IG	SANTIAGO (CHILE)	SOCIEDAD DE CARTERA	JM+A
CHILECTRA, S.A.	99,09	60,07	IG	99,09	60,07	IG	SANTIAGO (CHILE)	DISTRIBUCIÓN Y VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y SOCIEDAD DE CARTERA	JM+A

Sociedad (por orden

alfabético) % Participación a 31/12/2013 % Participación a 31/12/2012

	Control	Económico	Método de Consolidación	Control	Económico	Método de Consolidación	Domicilio Social	Actividad	Empresa Auditora
CHINANGO, S.A.C.	80,00	18,17	IG	80,00	18,17	IG	LIMA (PERÚ)	GENERACIÓN, COMERCIALIZACIÓN Y TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	KPMG AUDITORES
CODENSA, S.A. E.S.P.	48,48	29,34	IG	48,48	39,84	IG	BOGOTÁ D.C. (COLOMBIA)	DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA	ERNST & YOUNG
COMERCIALIZADORA ELÉCTRICA DE CÁDIZ, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	33,50	IP	100,00	33,50	IP	CÁDIZ (ESPAÑA)	COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	ERNST & YOUNG
COMPANHIA ENERGÉTICA DO CEARÁ, S.A.	58,87	29,81	IG	58,87	36,61	IG	FORTALEZA (BRASIL)	CICLO COMPLETO DE ENERGÍA ELÉCTRICA	ERNST & YOUNG
COMPAÑÍA DE INTERCONEXIÓN ENERGÉTICA, S.A.	100,00	50,64	IG	100,00	61,40	IG	RÍO DE JANEIRO (BRASIL)	PRODUCCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA	ERNST & YOUNG
COMPAÑÍA DE TRANSMISIÓN DEL MERCOSUR, S.A.	100,00	50,64	IG	100,00	61,40	IG	BUENOS AIRES (ARGENTINA)	PRODUCCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA	ERNST & YOUNG
COMPAÑÍA ELÉCTRICA TARAPACÁ, S.A.	100,00	37,28	IG	100,00	36,36	IG	SANTIAGO (CHILE)	CICLO COMPLETO DE ENERGÍA ELÉCTRICA	KPMG AUDITORES
COMPAÑÍA ENERGÉTICA VERACRUZ S.A.C.	100,00	60,62	IG	-	-	-	LIMA (PERÚ)	PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS	ERNST & YOUNG [*]
COMPOSTILLA RE. S.A.	50,00	50,00	IP	50,00	50,00	IP	LUXEMBURGO (LUXEMBURGO)	OPERACIONES DE REASEGURO	ERNST & YOUNG
CONSORCIO ARA-INGENDESA LTDA.	50,00	18,64	IP	50,00	18,18	IP	SANTIAGO (CHILE)	CONSULTORA DE INGENIERÍA DE PROYECTOS	NO AUDITADA
CONSTRUCCIONES Y PROYECTOS LOS MAITENES, S.A.	55,00	33,34	IG	55,00	33,34	IG	SANTIAGO (CHILE)	CONSTRUCCIÓN E INSTALACIONES	ERNST & YOUNG
DESARROLLO PHOTOSOLAR, S.L.	50,00	50,00	IP	50,00	50,00	IP	LAS PALMAS DE GRAN CANARIA (ESPAÑA)	PROMOCIÓN Y CONSTRUCCIÓN DE INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS	AGUSTI & SANCHEZ AUDITORES
DISTRIBUIDORA DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL BAGES, S.A.	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	BARCELONA (ESPAÑA)	DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA	NO AUDITADA
DISTRIBUIDORA ELÉCTRICA DE CUNDINAMARCA, S.A. E.S.P.	49,00	14,38	IP	49,00	19,52	IP	BOGOTÁ D.C. (COLOMBIA)	DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA	DELOITTE
DISTRIBUIDORA ELÉCTRICA DEL PUERTO DE LA CRUZ, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	SANTA CRUZ DE TENERIFE (ESPAÑA)	COMPRA, TRANSPORTE, DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA	ERNST & YOUNG
DISTRILEC INVERSORA, S.A.	51,50	30,88	IG	51,50	30,88	IG	BUENOS AIRES (ARGENTINA)	SOCIEDAD DE CARTERA	ERNST & YOUNG
EDEGEL, S.A.A.	83,60	22,71	IG	83,60	22,71	IG	LIMA (PERÚ)	GENERACIÓN, COMERCIALIZACIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	KPMG AUDITORES
ELECGAS, S.A.	50,00	49,70	IP	50,00	49,70	IP	SANTARÉM (PORTUGAL)	PRODUCCIÓN ENERGÍA ELÉCTRICA A TRAVÉS DE CICLO COMBINADO	KPMG AUDITORES
ELÉCTRICA CABO BLANCO, S.A.C.	100,00	60,62	IG	100,00	100,00	IG	LIMA (PERÚ)	SOCIEDAD DE CARTERA	ERNST & YOUNG
ELÉCTRICA DE LIJAR, S.L.	50,00	50,00	IP	50,00	50,00	IP	CÁDIZ (ESPAÑA)	TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	AVANTER AUDITORES
ELECTRICIDAD DE PUERTO REAL, S.A.	50,00	50,00	IP	50,00	50,00	IP	CÁDIZ (ESPAÑA)	SUMINISTRO Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	DELOITTE
EMGESA PANAMÁ, S.A.	100,00	22,87	IG	100,00	31,38	IG	CIUDAD DE PANAMÁ (PANAMÁ)	COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	NO AUDITADA
EMGESA, S.A. E.S.P.	48,48	22,87	IG	48,48	31,38	IG	BOGOTÁ D.C. (COLOMBIA)	GENERACIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	ERNST & YOUNG
EMPRESA CARBONÍFERA DEL SUR, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	MADRID (ESPAÑA)	APROVECHAMIENTO DE YACIMIENTOS MINEROS	ERNST & YOUNG
EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DE LIMA NORTE, S.A.A.	75,68	45,80	IG	75,68	52,88	IG	LIMA (PERÚ)	DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA	ERNST & YOUNG

Domicilio Social	Actividad	Empresa Auditora
	GENERACIÓN, COMERCIALIZACIÓN Y TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	KPMG AUDITORES
(COLOMBIA)	DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA	ERNST & YOUNG
(ESPAÑA)	COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	ERNST & YOUNG
(BRASIL)	CICLO COMPLETO DE ENERGÍA ELÉCTRICA	ERNST & YOUNG
(BRASIL) (ARGENTINA)	PRODUCCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA PRODUCCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA	ERNST & YOUNG ERNST & YOUNG
(CHILE)	CICLO COMPLETO DE ENERGÍA ELÉCTRICA	KPMG AUDITORES
		YOUNG [*]
(LUXEMBURGO)	OPERACIONES DE REASEGURO CONSULTORA DE INGENIERÍA DE	ERNST & YOUNG
(CHILE)	PROYECTOS CONSTRUCCIÓN E INSTALACIONES	NO AUDITADA ERNST &
(CHILE) LAS PALMAS DE GRAN CANARIA (ESPAÑA)	PROMOCIÓN Y CONSTRUCCIÓN DE INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS	YOUNG AGUSTI & SANCHEZ AUDITORES
(ESPAÑA)	DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA	NO AUDITADA
(COLOMBIA)	DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA	DELOITTE
SANTA CRUZ DE TENERIFE (ESPAÑA)	COMPRA, TRANSPORTE, DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA	ERNST & YOUNG
(ARGENTINA)	SOCIEDAD DE CARTERA	ERNST & YOUNG
	GENERACIÓN, COMERCIALIZACIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	KPMG AUDITORES
(PORTUGAL)	PRODUCCIÓN ENERGÍA ELÉCTRICA A TRAVÉS DE CICLO COMBINADO	KPMG AUDITORES
		YOUNG
(ESPAÑA)	TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	AVANTER AUDITORES
(ESPAÑA)	SUMINISTRO Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	DELOITTE
CIUDAD DE PANAMÁ (PANAMÁ)	COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	NO AUDITADA
(COLOMBIA)	GENERACIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	ERNST & YOUNG
(ESPAÑA)	APROVECHAMIENTO DE YACIMIENTOS MINEROS	ERNST & YOUNG
	DE ENERGÍA	ERNST & YOUNG

Sociedad (por orden alfabético) % Participación a 31/12/2013 % Participación a 31/12/2012

	Control	Económico	Método de Consolidación	Control	Económico	Método de Consolidación	Domicilio
EMPRESA DE ENERGÍA DE CUNDINAMARCA, S.A. E.S.P.	82,34	11,84	IP	82,34	16,07	IP	BOGOTÁ D.C. (COLOMBIA)	GENERACIÓN, TRANSMISIÓN, DE ENERGÍA ELÉCTRICA
EMPRESA DISTRIBUIDORA SUR, S.A.	99,45	43,41	IG	99,45	45,87	IG	BUENOS AIRES (ARGENTINA)	DE ENERGÍA
EMPRESA ELÉCTRICA DE COLINA LTDA.	100,00	60,07	IG	100,00	60,07	IG	SANTIAGO (CHILE)	CICLO COMPLETO DE ENERGÍA Y
EMPRESA ELÉCTRICA DE PIURA, S.A.	96,50	58,50	IG	96,50	96,50	IG	LIMA (PERÚ)	GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
EMPRESA ELÉCTRICA PEHUENCHE, S.A.	92,65	33,69	IG	92,65	33,69	IG	SANTIAGO (CHILE)	CICLO COMPLETO DE ENERGÍA ELÉCTRICA
EMPRESA NACIONAL DE ELECTRICIDAD, S.A.	59,98	36,36	IG	59,98	36,36	IG	SANTIAGO (CHILE)	CICLO COMPLETO DE ENERGÍA ELÉCTRICA
EN-BRASIL COMERCIO E SERVIÇOS, S.A.	100,00	50,64	IG	100,00	61,40	IG	RÍO DE JANEIRO (BRASIL)	Y SERVICIOS
ENDESA ARGENTINA, S.A.	100,00	36,37	IG	100,00	36,36	IG	BUENOS AIRES
ENDESA BRASIL, S.A.	100,00	50,64	IG	100,00	61,40	IG	RÍO DE JANEIRO
ENDESA CAPITAL FINANCE, L.L.C.	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	DELAWARE (ESTADOS UNIDOS)	EMISIÓN DE PARTICIPACIONES PREFERENTES DE CAPITAL
ENDESA CAPITAL, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	MADRID (ESPAÑA)	EMISIÓN DE INSTRUMENTOS DE DEUDA
ENDESA CEMSA, S.A.	100,00	49,71	IG	100,00	71,36	IG	BUENOS AIRES (ARGENTINA)	COMPRAVENTA MAYORISTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA
ENDESA COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA, S.A.	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	PORTO (PORTUGAL)	ENERGÉTICOS
ENDESA COSTANERA, S.A.	75,68	27,52	IG	69,76	25,37	IG	BUENOS AIRES (ARGENTINA)	DE ENERGÍA ELÉCTRICA
ENDESA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	BARCELONA (ESPAÑA)	DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
ENDESA ENERGÍA XXI, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	MADRID (ESPAÑA)	SERVICIOS ASOCIADOS A ENERGÉTICOS
ENDESA ENERGÍA, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	MADRID (ESPAÑA)	ENERGÉTICOS
ENDESA FINANCIACIÓN FILIALES, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	MADRID (ESPAÑA)	ENDESA, S.A.
ENDESA GAS, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	ZARAGOZA
ENDESA GENERACIÓN II, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	SEVILLA (ESPAÑA)
ENDESA GENERACIÓN NUCLEAR, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	-	-	-	SEVILLA (ESPAÑA)	ELECTRICIDAD
ENDESA GENERACIÓN PORTUGAL, S.A.	99,40	99,40	IG	99,40	99,40	IG	LISBOA (PORTUGAL)	ACTIVIDADES DE PRODUCCIÓN
ENDESA GENERACIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	SEVILLA (ESPAÑA)	DE ENERGÍA ELÉCTRICA
ENDESA INGENIERÍA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	SEVILLA (ESPAÑA)	SERVICIOS DE CONSULTORÍA E INGENIERÍA CIVIL
ENDESA LATINOAMÉRICA, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	MADRID (ESPAÑA)	ACTIVIDAD INTERNACIONAL DE ENDESA, S.A.

Consolidación	Control	Económico	Método de Consolidación

Domicilio	Actividad	Empresa
Social		Auditora
	GENERACIÓN, TRANSMISIÓN,
(COLOMBIA)	DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN	DELOITTE
	DE ENERGÍA ELÉCTRICA
	DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN	ERNST &
(ARGENTINA)	DE ENERGÍA	YOUNG
	CICLO COMPLETO DE ENERGÍA Y	JM+A
(CHILE)	MATERIALES AFINES
		ERNST &
	ELÉCTRICA	YOUNG
	CICLO COMPLETO DE ENERGÍA	KPMG
(CHILE)	ELÉCTRICA	AUDITORES
	CICLO COMPLETO DE ENERGÍA	KPMG
(CHILE)	ELÉCTRICA	AUDITORES
	COMERCIALIZACIÓN DE PRODUCTOS	ERNST &
(BRASIL)	Y SERVICIOS	YOUNG
	SOCIEDAD DE CARTERA	ERNST &
(ARGENTINA)		YOUNG
	SOCIEDAD DE CARTERA	ERNST &
(BRASIL)		YOUNG
DELAWARE	EMISIÓN DE PARTICIPACIONES	ERNST &
(ESTADOS	PREFERENTES DE CAPITAL	YOUNG
UNIDOS)
	EMISIÓN DE INSTRUMENTOS DE	ERNST &
(ESPAÑA)	DEUDA	YOUNG
	COMPRAVENTA MAYORISTA DE	ERNST &
(ARGENTINA)	ENERGÍA ELÉCTRICA	YOUNG
	COMERCIALIZACIÓN DE PRODUCTOS	ERNST &
(PORTUGAL)	ENERGÉTICOS	YOUNG
	GENERACIÓN Y COMERCIALIZACIÓN	ERNST &
(ARGENTINA)	DE ENERGÍA ELÉCTRICA	YOUNG
	DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA	ERNST &
(ESPAÑA)	ELÉCTRICA	YOUNG
	SERVICIOS ASOCIADOS A
	COMERCIALIZACIÓN DE PRODUCTOS	ERNST &
(ESPAÑA)	ENERGÉTICOS	YOUNG
	COMERCIALIZACIÓN DE PRODUCTOS	ERNST &
(ESPAÑA)	ENERGÉTICOS	YOUNG
	FINANCIACIÓN DE LAS FILIALES DE	ERNST &
(ESPAÑA)	ENDESA, S.A.	YOUNG
		ERNST &
(ESPAÑA)	CICLO COMPLETO DE GAS	YOUNG
	DESARROLLO DE ACTIVIDADES DE
(ESPAÑA)	GENERACIÓN ELÉCTRICA	NO AUDITADA
	OSTENTAR LA PROPIEDAD DE TODA
SEVILLA	CLASE DE ACTIVOS NUCLEARES Y LA
(ESPAÑA)	GESTIÓN, GENERACIÓN Y VENTA DE	NO AUDITADA
	ELECTRICIDAD
	ACTIVIDADES DE PRODUCCIÓN	ERNST &
(PORTUGAL)	ELÉCTRICA Y OTRAS RELACIONADAS	YOUNG
	GENERACIÓN Y COMERCIALIZACIÓN	ERNST &
(ESPAÑA)	DE ENERGÍA ELÉCTRICA	YOUNG
	SERVICIOS DE CONSULTORÍA E	ERNST &
(ESPAÑA)	INGENIERÍA CIVIL	YOUNG
	ACTIVIDAD INTERNACIONAL DE	ERNST &
(ESPAÑA)	ENDESA, S.A.	YOUNG

Sociedad (por orden alfabético) % Participación a 31/12/2013 % Participación a 31/12/2012

	Control	Económico	Método de Consolidación	Control	Económico	Método de Consolidación	Domicilio Social	Actividad	Empresa Auditora
ENDESA OPERACIONES Y SERVICIOS COMERCIALES, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	BARCELONA (ESPAÑA)	PRESTACIÓN DE SERVICIOS A ENDESA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA Y A ENDESA ENERGÍA	ERNST & YOUNG
ENDESA POWER TRADING LTD.	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	LONDRES (REINO UNIDO)	OPERACIONES DE TRADING	ERNST & YOUNG
ENDESA RED, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	BARCELONA (ESPAÑA)	ACTIVIDADES DE DISTRIBUCIÓN	ERNST & YOUNG
ENDESA SERVICIOS, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	MADRID (ESPAÑA)	PRESTACIÓN DE SERVICIOS	ERNST & YOUNG
ENEL INSURANCE N.V. (1)	50,00	50,00	IP	50,00	50,00	IP	ÁMSTERDAM (HOLANDA)	OPERACIONES DE REASEGURO	ERNST & YOUNG
ENERGEX CO.	100,00	18,64	IP	100,00	18,18	IP	GRAND CAYMAN	(ISLAS CAIMÁN) SOCIEDAD DE CARTERA	ERNST & YOUNG
ENERGÍAS DE ARAGÓN I, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	ZARAGOZA (ESPAÑA)	TRANSPORTE, DISTRIBUCIÓN Y VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA	ERNST & YOUNG
ENERGIE ELECTRIQUE DE TAHADDART, S.A.	32,00	32,00	IP	32,00	32,00	IP	TÁNGER (MARRUECOS)	CENTRAL ELÉCTRICA DE CICLO COMBINADO	DELOITTE
ENERSIS, S.A.	60,62	60,62	IG	60,62	60,62	IG	SANTIAGO (CHILE)	GENERACIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y SOCIEDAD DE CARTERA	ERNST & YOUNG
EÓLICA FAZENDA NOVA - GERAÇÃO E COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA, S.A.	99,95	50,62	IG	99,95	61,37	IG	RÍO GRANDE DO NORTE (BRASIL)	PROYECTOS EÓLICOS	ERNST & YOUNG
EPRESA ENERGÍA, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	50,00	IP	100,00	50,00	IP	CÁDIZ (ESPAÑA)	COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	DELOITTE
FOTOVOLTAICA INSULAR, S.L.	50,00	50,00	IP	50,00	50,00	IP	LAS PALMAS DE GRAN CANARIA (ESPAÑA)	PROMOCIÓN Y CONSTRUCCIÓN DE INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS	AGUSTI & SANCHEZ AUDITORES
GAS Y ELECTRICIDAD GENERACIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	PALMA DE MALLORCA (ESPAÑA)	GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	ERNST & YOUNG
GASATACAMA CHILE, S.A.	99,95	18,64	IP	99,95	18,18	IP	SANTIAGO (CHILE)	CICLO COMPLETO DE ENERGÍA ELÉCTRICA	ERNST & YOUNG
GASATACAMA, S.A.	100,00	18,64	IP	100,00	18,18	IP	SANTIAGO (CHILE)	ADMINISTRACIÓN Y DIRECCIÓN DE SOCIEDADES	ERNST & YOUNG
GASIFICADORA REGIONAL CANARIA, S.A.	100,00	99,83	IG	72,00	72,00	IG	LAS PALMAS DE GRAN CANARIA (ESPAÑA)	DISTRIBUCIÓN DE GAS	ERNST & YOUNG
GASODUCTO ATACAMA ARGENTINA, S.A.	99,97	18,64	IP	99,97	18,18	IP	SANTIAGO (CHILE)	TRANSPORTE DE GAS NATURAL	ERNST & YOUNG
GASODUCTO TALTAL, S.A.	100,00	18,64	IP	100,00	18,18	IP	SANTIAGO (CHILE)	TRANSPORTE DE GAS NATURAL	ERNST & YOUNG
GENERALIMA, S.A.C.	100,00	60,62	IG	100,00	100,00	IG	LIMA (PERÚ)	SOCIEDAD DE CARTERA	ERNST & YOUNG
GENERANDES PERÚ, S.A.	61,00	22,18	IG	61,00	22,18	IG	LIMA (PERÚ)	SOCIEDAD DE CARTERA	KPMG AUDITORES
GNL NORTE, S.A.	100,00	18,64	IP	100,00	18,18	IG	SANTIAGO (CHILE)	PRODUCCIÓN, TRANSPORTE, DISTRIBUCIÓN, ALMACENAMIENTO Y SUMINISTRO DE ENERGÍA Y COMBUSTIBLES	NO AUDITADA
GUADARRANQUE SOLAR 4, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	SEVILLA (ESPAÑA)	PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA MEDIANTE ENERGÍAS RENOVABLES	NO AUDITADA
HIDROELÉCTRICA DE CATALUNYA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	BARCELONA (ESPAÑA)	TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	ERNST & YOUNG
HIDROELÉCTRICA EL CHOCÓN, S.A.	67,67	23,77	IG	67,67	23,77	IG	BUENOS AIRES (ARGENTINA)	PRODUCCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA	ERNST & YOUNG

Consolidación	Domicilio Social	Actividad	Empresa Auditora
	(ESPAÑA)	PRESTACIÓN DE SERVICIOS A ENDESA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA Y A ENDESA ENERGÍA	ERNST & YOUNG
	(REINO UNIDO)	OPERACIONES DE TRADING	ERNST & YOUNG
	(ESPAÑA)	ACTIVIDADES DE DISTRIBUCIÓN	ERNST & YOUNG
	(ESPAÑA)	PRESTACIÓN DE SERVICIOS	ERNST & YOUNG
	(HOLANDA)	OPERACIONES DE REASEGURO	ERNST & YOUNG
		(ISLAS CAIMÁN) SOCIEDAD DE CARTERA	ERNST & YOUNG
	(ESPAÑA)	TRANSPORTE, DISTRIBUCIÓN Y VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA	ERNST & YOUNG
	(MARRUECOS)	CENTRAL ELÉCTRICA DE CICLO COMBINADO	DELOITTE
	(CHILE)	GENERACIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y SOCIEDAD DE CARTERA	ERNST & YOUNG
	RÍO GRANDE DO NORTE (BRASIL)	PROYECTOS EÓLICOS	ERNST & YOUNG
	(ESPAÑA)	COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	DELOITTE
	LAS PALMAS DE GRAN CANARIA (ESPAÑA)	PROMOCIÓN Y CONSTRUCCIÓN DE INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS	AGUSTI & SANCHEZ AUDITORES
	PALMA DE MALLORCA (ESPAÑA)	GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	ERNST & YOUNG
	(CHILE)	CICLO COMPLETO DE ENERGÍA ELÉCTRICA	ERNST & YOUNG
	(CHILE)	ADMINISTRACIÓN Y DIRECCIÓN DE SOCIEDADES	ERNST & YOUNG
	LAS PALMAS DE GRAN CANARIA (ESPAÑA)	DISTRIBUCIÓN DE GAS	ERNST & YOUNG
	(CHILE)	TRANSPORTE DE GAS NATURAL	ERNST & YOUNG
	(CHILE)	TRANSPORTE DE GAS NATURAL	ERNST & YOUNG
			YOUNG
			AUDITORES
	(CHILE)	PRODUCCIÓN, TRANSPORTE, DISTRIBUCIÓN, ALMACENAMIENTO Y SUMINISTRO DE ENERGÍA Y COMBUSTIBLES	NO AUDITADA
	(ESPAÑA)	PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA MEDIANTE ENERGÍAS RENOVABLES	NO AUDITADA
	(ESPAÑA)	TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	ERNST & YOUNG
	(ARGENTINA)	PRODUCCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA	ERNST & YOUNG

Sociedad (por orden alfabético) % Participación a 31/12/2013 % Participación a 31/12/2012

	Control	Método de Económico Consolidación		Control	Económico	Método de Consolidación	Domicilio Social	Actividad	Empresa Auditora
HIDROFLAMICELL, S.L.	75,00	75,00	IG	75,00	75,00	IG	BARCELONA (ESPAÑA)	DISTRIBUCIÓN Y VENTA DE ENERGÍA	NO AUDITADA
HIDROINVEST, S.A.	96,09	34,94	IG	96,09	34,94	IG	BUENOS AIRES (ARGENTINA)	SOCIEDAD DE CARTERA	ERNST & YOUNG
HIDROMONDEGO - HIDROELÉCTRICA DO MONDEGO, LDA	100,00	99,94	IG	100,00	99,94	IG	LISBOA (PORTUGAL)	PRODUCCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA	NO AUDITADA
ICT SERVICIOS INFORMÁTICOS LTDA.	100,00	60,62	IG	100,00	60,62	IG	SANTIAGO (CHILE)	SERVICIOS DE INFORMÁTICA, TELECOMUNICACIONES Y TRANSMISIÓN DE DATOS	ERNST & YOUNG
INGENDESA DO BRASIL LTDA. (EN LIQUIDACIÓN)	100,00	37,27	IG	100,00	36,36	IG	RÍO DE JANEIRO (BRASIL)	CONSULTORA DE INGENIERÍA DE PROYECTOS	NO AUDITADA
INMOBILIARIA MANSO DE VELASCO LTDA.	100,00	60,62	IG	100,00	60,62	IG	SANTIAGO (CHILE)	CONSTRUCCIONES Y OBRAS	ERNST & YOUNG
INTERNATIONAL ENDESA B.V.	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	ÁMSTERDAM (HOLANDA)	SOCIEDAD DE OPERACIONES FINANCIERAS INTERNACIONALES	ERNST & YOUNG
INVERSIONES DISTRILIMA, S.A.C.	100,00	60,46	IG	100,00	74,17	IG	LIMA (PERÚ)	SOCIEDAD DE CARTERA	ERNST & YOUNG
INVERSIONES GASATACAMA HOLDING LTDA.	50,00	18,64	IP	50,00	18,18	IP	SANTIAGO (CHILE)	TRANSPORTE DE GAS NATURAL	ERNST & YOUNG
INVERSORA CODENSA S.A.S.	100,00	29,34	IG	100,00	39,84	IG	BOGOTÁ D.C. (COLOMBIA)	INVERSIÓN EN ACTIVIDADES DE SERVICIOS PÚBLICOS DE ENERGÍA	ERNST & YOUNG
INVERSORA DOCK SUD, S.A.	57,14	34,64	IG	57,14	57,14	IG	BUENOS AIRES (ARGENTINA)	SOCIEDAD DE CARTERA	ERNST & YOUNG
LA PEREDA CO2, A.I.E.	33,33	33,33	IP	33,33	33,33	IP	ASTURIAS (ESPAÑA)	DESARROLLO DE ACTIVIDADES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA	NO AUDITADA
LUZ ANDES LTDA.	100,00	60,07	IG	100,00	60,07	IG	SANTIAGO (CHILE)	TRANSPORTE, DISTRIBUCIÓN Y VENTA DE ENERGÍA Y COMBUSTIBLES	JM+A
MEDIDAS AMBIENTALES, S.L.	50,00	25,00	IP	50,00	25,00	IP	BURGOS (ESPAÑA)	ESTUDIOS E INFORMES AMBIENTALES	NO AUDITADA
MINAS DE ESTERCUEL, S.A.	99,65	99,57	IG	99,65	99,57	IG	MADRID (ESPAÑA)	YACIMIENTOS MINERALES	NO AUDITADA
MINAS GARGALLO, S.L.	99,91	99,91	IG	99,91	99,91	IG	MADRID (ESPAÑA)	YACIMIENTOS MINERALES	NO AUDITADA
NUCLENOR, S.A.	50,00	50,00	IP	50,00	50,00	IP	BURGOS (ESPAÑA)	GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE ORIGEN NUCLEAR	ERNST & YOUNG
NUEVA COMPAÑÍA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA 4, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	MADRID (ESPAÑA)	DESARROLLO DE ACTIVIDADES DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	NO AUDITADA
PEGOP - ENERGÍA ELÉCTRICA, S.A.	50,00	50,00	IP	50,00	50,00	IP	SANTARÉM (PORTUGAL)	OPERACIÓN DE LA CENTRAL DE PEGO	KPMG AUDITORES
PEREDA POWER, S.L.	70,00	70,00	IG	70,00	70,00	IG	ASTURIAS (ESPAÑA)	DESARROLLO DE ACTIVIDADES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA	NO AUDITADA
PROGAS, S.A.	100,00	18,64	IP	100,00	18,18	IP	SANTIAGO (CHILE)	DISTRIBUCIÓN DE GAS	ERNST & YOUNG
SACME, S.A.	50,00	21,71	IP	50,00	22,93	IP	BUENOS AIRES (ARGENTINA)	SUPERVISIÓN Y CONTROL SISTEMA ELÉCTRICO	ESTUDIO ALONSO HIDALGO Y ASOCIADOS
SOCIEDAD AGRÍCOLA DE CAMEROS LTDA.	57,50	34,86	IG	57,50	34,86	IG	SANTIAGO (CHILE)	INVERSIONES INMOBILIARIAS	ERNST & YOUNG
SOCIEDAD CONCESIONARIA TÚNEL EL MELÓN, S.A.	100,00	36,36	IG	100,00	36,36	IG	SANTIAGO (CHILE)	EJECUCIÓN, CONSTRUCCIÓN Y EXPLOTACIÓN DEL TÚNEL EL MELÓN	KPMG AUDITORES
SOCIEDAD PORTUARIA CENTRAL CARTAGENA, S.A.	99,85	23,15	IG	99,85	31,75	IG	BOGOTÁ D.C. (COLOMBIA)	PRESTACIÓN DE SERVICIOS RELACIONADOS CON LA ACTIVIDAD PORTUARIA	ERNST & YOUNG

Consolidación	Control	Económico	Método de Consolidación	Domicilio
				(PORTUGAL)
				(CHILE)
				(BRASIL)
				(HOLANDA)
				(COLOMBIA)
				(ESPAÑA)
				(CHILE)
				(ESPAÑA)
				(ESPAÑA)
				(ESPAÑA)
				(ESPAÑA)
				(ARGENTINA)
				(CHILE)
				(COLOMBIA)

Domicilio	Empresa
Social	Actividad	Auditora
(ESPAÑA)	DISTRIBUCIÓN Y VENTA DE ENERGÍA	NO AUDITADA
(ARGENTINA)	SOCIEDAD DE CARTERA	ERNST & YOUNG
(PORTUGAL)	PRODUCCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA	NO AUDITADA
(CHILE)	SERVICIOS DE INFORMÁTICA, TELECOMUNICACIONES Y TRANSMISIÓN DE DATOS	ERNST & YOUNG
(BRASIL)	CONSULTORA DE INGENIERÍA DE PROYECTOS	NO AUDITADA
(CHILE)	CONSTRUCCIONES Y OBRAS	ERNST & YOUNG
(HOLANDA)	SOCIEDAD DE OPERACIONES FINANCIERAS INTERNACIONALES	ERNST & YOUNG
		YOUNG
(CHILE)	TRANSPORTE DE GAS NATURAL	ERNST & YOUNG
(COLOMBIA)	INVERSIÓN EN ACTIVIDADES DE SERVICIOS PÚBLICOS DE ENERGÍA	ERNST & YOUNG
(ARGENTINA)	SOCIEDAD DE CARTERA	ERNST & YOUNG
(ESPAÑA)	DESARROLLO DE ACTIVIDADES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA	NO AUDITADA
(CHILE)	TRANSPORTE, DISTRIBUCIÓN Y VENTA DE ENERGÍA Y COMBUSTIBLES	JM+A
(ESPAÑA)	ESTUDIOS E INFORMES AMBIENTALES	NO AUDITADA
(ESPAÑA)	YACIMIENTOS MINERALES	NO AUDITADA
(ESPAÑA)	YACIMIENTOS MINERALES	NO AUDITADA
(ESPAÑA)	GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE ORIGEN NUCLEAR	ERNST & YOUNG
(ESPAÑA)	DESARROLLO DE ACTIVIDADES DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	NO AUDITADA
(PORTUGAL)	OPERACIÓN DE LA CENTRAL DE PEGO	KPMG AUDITORES
(ESPAÑA)	DESARROLLO DE ACTIVIDADES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA	NO AUDITADA
(CHILE)	DISTRIBUCIÓN DE GAS	ERNST & YOUNG
(ARGENTINA)	SUPERVISIÓN Y CONTROL SISTEMA ELÉCTRICO	ESTUDIO ALONSO HIDALGO Y ASOCIADOS
(CHILE)	INVERSIONES INMOBILIARIAS	ERNST & YOUNG
(CHILE)	EJECUCIÓN, CONSTRUCCIÓN Y EXPLOTACIÓN DEL TÚNEL EL MELÓN	KPMG AUDITORES
(COLOMBIA)	PRESTACIÓN DE SERVICIOS RELACIONADOS CON LA ACTIVIDAD PORTUARIA	ERNST & YOUNG

Sociedad (por orden

alfabético) % Participación a 31/12/2013 % Participación a 31/12/2012

	Control	Económico	Método de Consolidación	Control	Económico	Método de Consolidación	Domicilio Social	Actividad	Empresa Auditora
SOL DE MEDIA NOCHE FOTOVOLTAICA, S.L.	50,00	50,00	IP	50,00	50,00	IP	LAS PALMAS DE GRAN CANARIA (ESPAÑA)	PROMOCIÓN Y CONSTRUCCIÓN DE INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS	AGUSTI & SANCHEZ AUDITORES
SOUTHERN CONE POWER ARGENTINA, S.A.	100,00	36,38	IG	100,00	36,36	IG	BUENOS AIRES (ARGENTINA)	SOCIEDAD DE CARTERA	ERNST & YOUNG
SUMINISTRADORA ELÉCTRICA DE CÁDIZ, S.A.	33,50	33,50	IP	33,50	33,50	IP	CÁDIZ (ESPAÑA)	SUMINISTRO Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	ERNST & YOUNG
SUMINISTRO DE LUZ Y FUERZA, S.L.	60,00	60,00	IG	60,00	60,00	IG	GIRONA (ESPAÑA)	DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA	ERNST & YOUNG
TEJO ENERGIA - PRODUÇÃO E DISTRIBUÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA, S.A.	38,89	38,89	IP	38,89	38,89	IP	LISBOA (PORTUGAL)	PRODUCCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA	KPMG AUDITORES
TRANSMISORA ELÉCTRICA DE QUILLOTA LTDA.	50,00	18,64	IP	50,00	19,58	IP	SANTIAGO (CHILE)	TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	ERNST & YOUNG
TRANSPORTADORA DE ENERGÍA, S.A.	100,00	50,64	IG	100,00	61,40	IG	BUENOS AIRES (ARGENTINA)	PRODUCCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA	ERNST & YOUNG
TRANSPORTES Y DISTRIBUCIONES ELÉCTRICAS, S.A.	73,33	73,33	IG	73,33	73,33	IG	GIRONA (ESPAÑA)	TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA	NO AUDITADA
UNIÓN ELÉCTRICA DE CANARIAS GENERACIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	100,00	100,00	IG	100,00	100,00	IG	LAS PALMAS DE GRAN CANARIA (ESPAÑA)	GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	ERNST & YOUNG

IG: Integración Global; IP: Integración Proporcional.

(1) Anteriormente denominada ENEL.Re, N.V., cambió su denominación social durante el ejercicio 2012 a ENEL Insurance, N.V.

Anexo II: Sociedades Asociadas

Sociedad (por orden alfabético)	% Participación a 31/12/2013 Control Económico		% Participación a 31/12/2012
			Control Económico		Domicilio Social	Actividad	Empresa Auditora
AYESA ADVANCED TECHNOLOGIES, S.A. (1)	22,00	22,00	22,00	22,00	SEVILLA (ESPAÑA)	TECNOLOGÍAS INFORMACIÓN, INGENIERÍA Y FORMACIÓN.	DELOITTE
CENTRAL TÉRMICA DE ANLLARES, A.I.E.	33,33	33,33	33,33	33,33	MADRID (ESPAÑA)	GESTIÓN DE LA C.T. DE ANLLARES	NO AUDITADA
CENTRALES NUCLEARES ALMARAZ-TRILLO, A.I.E.	24,26	23,92	24,26	23,92	MADRID (ESPAÑA)	GESTIÓN DE LA C.N. DE ALMARAZ Y C.N. DE TRILLO	ERNST & YOUNG
COMPAÑÍA TRANSPORTISTA DE GAS CANARIAS, S.A.	47,18	47,18	47,18	47,18	LAS PALMAS DE GRAN CANARIA (ESPAÑA)	OPERACIONES DE GAS NATURAL EN CANARIAS	ERNST & YOUNG
ELCOGAS, S.A.	40,99	40,99	40,99	40,99	CIUDAD REAL (ESPAÑA)	GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA	DELOITTE
ELÉCTRICA DE JAFRE, S.A.	47,46	47,46	47,46	47,46	GIRONA (ESPAÑA)	DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA	RCM AUDITORES
ELECTROGAS, S.A.	42,50	15,45	42,50	15,45	SANTIAGO (CHILE)	TRANSPORTE DE GAS NATURAL	DELOITTE
ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L.	40,00	40,00	40,00	40,00	MADRID (ESPAÑA)	COGENERACIÓN Y ENERGÍAS RENOVABLES	ERNST & YOUNG
GNL CHILE, S.A.	33,33	12,12	33,33	12,12	SANTIAGO (CHILE)	PROMOVER UN PROYECTO PARA EL SUMINISTRO DE GAS LICUADO	ERNST & YOUNG
GNL QUINTERO, S.A.	20,00	7,27	20,00	7,27	SANTIAGO (CHILE)	DESARROLLO, DISEÑO, SUMINISTRO DE UN TERMINAL DE REGASIFICACIÓN DE GNL	DELOITTE
GORONA DEL VIENTO EL HIERRO, S.A.	30,00	30,00	30,00	30,00	SANTA CRUZ DE TENERIFE (ESPAÑA)	DESARROLLO Y MANTENIMIENTO DE LA CENTRAL DE EL HIERRO	UNIONAUDIT J.Y.E. S.L.
KROMSCHROEDER, S.A.	27,93	27,93	27,93	27,93	BARCELONA (ESPAÑA)	APARATOS DE MEDIDA	BDO AUDITORES
OFICINA DE CAMBIOS DE SUMINISTRADOR, S.A.	20,00	20,00	20,00	20,00	MADRID (ESPAÑA)	SERVICIOS ASOCIADOS A LA VENTA DE ENERGÍA	NO AUDITADA
PROYECTO ALMERÍA MEDITERRÁNEO, S.A. (EN LIQUIDACIÓN)	45,00	45,00	45,00	45,00	MADRID (ESPAÑA)	INSTALACIÓN DE PLANTA DESALADORA DE AGUA DE MAR	NO AUDITADA
TECNATOM, S.A.	45,00	45,00	45,00	45,00	MADRID (ESPAÑA)	SERVICIOS A INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA	ERNST & YOUNG
TERMOELÉCTRICA JOSÉ DE SAN MARTÍN, S.A.	25,60	6,29	25,60	6,40	BUENOS AIRES (ARGENTINA)	CONSTRUCCIÓN Y EXPLOTACIÓN DE UNA CENTRAL DE CICLO COMBINADO	ERNST & YOUNG
TERMOELÉCTRICA MANUEL BELGRANO, S.A.	25,60	6,29	25,60	6,40	BUENOS AIRES (ARGENTINA)	CONSTRUCCIÓN Y EXPLOTACIÓN DE UNA CENTRAL DE CICLO COMBINADO	ERNST & YOUNG
YACYLEC, S.A.	22,22	13,47	22,22	22,22	BUENOS AIRES (ARGENTINA)	TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD	ERNST & YOUNG

(1) En el ejercicio 2012 SADIEL TECNOLOGÍAS DE LA INFORMACIÓN, S.A. cambió su denominación social, pasando a denominarse AYESA ADVANCED TECHNOLOGIES, S.A.

Incorporaciones al perímetro de consolidación durante 2013 y 2012.

Sociedad (por orden alfabético)				% Participación a 31/12/2013	% Participación a 31/12/2012
	Fecha de Incorporación	Control	Económico	Método de Consolidación	Control	Económico	Método de Consolidación
COMPAÑÍA ENERGÉTICA VERACRUZ S.A.C.	23/09/2013	100,00	60,62	IG	-	-	-
ENDESA GENERACIÓN NUCLEAR, S.A.U.	17/06/2013	100,00	100,00	IG	-	-	-
INVERSIONES SUDAMÉRICA LTDA. (*)	21/03/2013	-	-	-	-	-	-

IG: Integración Global.

Sociedad (por orden alfabético)		% Participación a 31/12/2012		% Participación a 31/12/2011
	Fecha de Incorporación	Control	Económico	Método de Consolidación	Control	Económico	Método de Consolidación
CONO SUR PARTICIPACIONES, S.L.U.	26/12/2012	100,00	100,00	IG	-	-	-
ENDESA CARBONO PHILIPPINES, INC.	12/01/2012	100,00	82,50	IG	-	-	-
EMGESA PANAMÁ, S.A.	03/07/2012	100,00	31,38	IG	-	-	-
GEM SUMINISTRO DE GAS SUR 3, S.L.U. (*)	29/02/2012	-	-	-	-	-	-
GEM SUMINISTRO DE GAS 3, S.L.U. (*)	29/02/2012	-	-	-	-	-	-

IG: Integración Global.

(*) Han sido excluidas del perímetro de consolidación en el mismo ejercicio en el que se incorporaron.

Exclusiones del perímetro de consolidación durante 2013 y 2012.

Sociedad (por orden alfabético)	% Participación a 31/12/2013			% Participación a 31/12/2012
	Control	Económico	Método de Consolidación	Control	Económico	Método de Consolidación
AMPLA INVESTIMENTOS E SERVIÇOS, S.A.	-	-	-	99,64	63,63	IG
ASIN CARBONO USA, INC.	-	-	-	100,00	82,50	IG
COMPAÑÍA ELÉCTRICA SAN ISIDRO, S.A.	-	-	-	100,00	39,15	IG
CONO SUR PARTICIPACIONES, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	-	-	-	100,00	100,00	IG
ENDESA CARBONO PHILIPPINES, INC.	-	-	-	100,00	82,50	IG
ENDESA CARBONO USA, L.L.C.	-	-	-	100,00	82,50	IG
ENDESA CARBONO, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	-	-	-	82,50	82,50	IG
ENDESA DESARROLLO, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL)	-	-	-	100,00	100,00	IG
ENDESA ECO, S.A.	-	-	-	100,00	36,36	IG
INVESTLUZ, S.A.	-	-	-	100,00	62,22	IG
INVERSIONES SUDAMÉRICA LTDA.	-	-	-	-	-	-

			% Participación a 31/12/2011
Control	Económico	Método de Consolidación	Control	Económico	Método de Consolidación
-	-	-	100,00	100,00	IG
-	-	-	47,00	47,00	IP
-	-	-	100,00	36,36	IG
-	-	-	99,99	39,55	IG
-	-	-	100,00	36,35	IG
-	-	-	100,00	100,00	IG
-	-	-	100,00	100,00	IG
-	-	-	50,00	50,00	IP
-	-	-	40,00	40,00	IP
-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-
-	-	-	100,00	36,36	IG
-	-	-	100,00	100,00	IG
-	-	-	60,00	60,00	IG
-	-	-	50,00	50,00	IP
-	-	-	50,00	50,00	IP
-	-	-	50,00	50,00	IP
-	-	-	50,00	50,00	IP
			% Participación a 31/12/2012

Variaciones en el porcentaje de participación durante 2013 y 2012.

Sociedad (por orden alfabético)	% Participación a 31/12/2013			% Participación a 31/12/2012
	Control	Económico	Método de Consolidación	Control	Económico	Método de Consolidación
AMPLA ENERGIA E SERVIÇOS, S.A.	99,64	55,55	IG	99,64	63,63	IG
ATACAMA FINANCE CO.	100,00	18,64	IP	100,00	18,18	IP
CENTRAIS ELÉTRICAS CACHOEIRA DOURADA, S.A.	99,75	50,52	IG	99,75	61,25	IG
CENTRAL DOCK SUD, S.A.	69,99	24,25	IG	69,99	39,99	IG
CENTRAL EÓLICA CANELA S.A.	75,00	27,96	IG	75,00	27,27	IG
CENTRAL GERADORA TERMELÉTRICA FORTALEZA, S.A.	100,00	50,64	IG	100,00	61,40	IG
CENTRAL VUELTA DE OBLIGADO, S.A.	40,90	9,80	IP	40,90	10,78	IP
CODENSA, S.A. E.S.P.	48,48	29,34	IG	48,48	39,84	IG
COMPANHIA ENERGÉTICA DO CEARÁ, S.A.	58,87	29,81	IG	58,87	36,61	IG
COMPAÑÍA DE INTERCONEXIÓN ENERGÉTICA, S.A.	100,00	50,64	IG	100,00	61,40	IG
COMPAÑÍA DE TRANSMISIÓN DEL MERCOSUR, S.A.	100,00	50,64	IG	100,00	61,40	IG
COMPAÑÍA ELÉCTRICA TARAPACÁ, S.A.	99,9959	37,28	IG	100,00	36,36	IG
CONSORCIO ARA-INGENDESA LTDA.	50,00	18,64	IP	50,00	18,18	IP
DISTRIBUIDORA ELÉCTRICA DE CUNDINAMARCA, S.A.	49,00	14,38	IP	49,00	19,52	IP
E.S.P. ELÉCTRICA CABO BLANCO, S.A.C.	100,00	60,62	IG	100,00	100,00	IG
EMGESA PANAMÁ, S.A.	100,00	22,87	IG	100,00	31,38	IG
EMGESA, S.A. E.S.P.	48,48	22,87	IG	48,48	31,38	IG
EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DE LIMA NORTE,	75,68	45,80	IG	75,68	52,88	IG
S.A.A. EMPRESA DE ENERGÍA DE CUNDINAMARCA, S.A. E.S.P.	82,34	11,84	IP	82,34	16,07	IP
EMPRESA DISTRIBUIDORA SUR, S.A.	99,45	43,41	IG	99,45	45,87	IG
EMPRESA ELÉCTRICA DE PIURA, S.A.	96,50	58,50	IG	96,50	96,50	IG
EN-BRASIL COMERCIO E SERVIÇOS, S.A.	100,00	50,64	IG	100,00	61,40	IG
ENDESA ARGENTINA, S.A.	100,00	36,37	IG	100,00	36,36	IG
ENDESA BRASIL, S.A.	100,00	50,64	IG	100,00	61,40	IG
ENDESA CEMSA, S.A.	100,00	49,71	IG	100,00	71,36	IG
ENDESA COSTANERA, S.A.	75,68	27,52	IG	69,76	25,37	IG
ENERGEX CO.	100,00	18,64	IP	100,00	18,18	IP
EÓLICA FAZENDA NOVA - GERAÇÃO E COMERCIALIZAÇÃO	99,95	50,62	IG	99,95	61,37	IG
DE ENERGIA, S.A. GASATACAMA CHILE, S.A.	99,95	18,64	IP	99,95	18,18	IP
GASATACAMA, S.A.	100,00	18,64	IP	100,00	18,18	IP
GASIFICADORA REGIONAL CANARIA, S.A.	100,00	99,83	IG	72,00	72,00	IG
GASODUCTO ATACAMA ARGENTINA, S.A.	99,97	18,64	IP	99,97	18,18	IP
GASODUCTO TALTAL, S.A.	100,00	18,64	IP	100,00	18,18	IP

Sociedad (por orden alfabético) % Participación a 31/12/2013			% Participación a 31/12/2012
	Control	Económico	Método de Consolidación	Control	Económico	Método de Consolidación
GENERALIMA, S.A.C.	100,00	60,62	IG	100,00	100,00	IG
GNL NORTE, S.A.	100,00	18,64	IP	100,00	18,18	IP
INGENDESA DO BRASIL LTDA. (EN LIQUIDACIÓN)	100,00	37,27	IG	100,00	36,36	IG
INVERSIONES DISTRILIMA, S.A.C.	100,00	60,46	IG	100,00	74,17	IG
INVERSIONES GASATACAMA HOLDING LTDA.	50,00	18,64	IP	50,00	18,18	IP
INVERSORA CODENSA S.A.S.	100,00	29,34	IG	100,00	39,84	IG
INVERSORA DOCK SUD, S.A.	57,14	34,64	IG	57,14	57,14	IG
PROGAS, S.A.	100,00	18,64	IP	100,00	18,18	IP
SACME, S.A.	50,00	21,71	IP	50,00	22,93	IP
SOCIEDAD PORTUARIA CENTRAL CARTAGENA, S.A.	99,85	23,15	IG	99,85	31,75	IG
SOUTHERN CONE POWER ARGENTINA, S.A.	100,00	36,38	IG	100,00	36,36	IG
TRANSMISORA ELÉCTRICA DE QUILLOTA LTDA.	50,00	18,64	IP	50,00	19,58	IP
TRANSPORTADORA DE ENERGÍA, S.A.	100,00	50,64	IG	100,00	61,40	IG

IG: Integración Global; IP: Integración Proporcional.

Sociedad (por orden alfabético)	% Participación a 31/12/2012			% Participación a 31/12/2011
	Control	Económico	Método de Consolidación	Control	Económico	Método de Consolidación
AMPLA ENERGIA E SERVIÇOS, S.A.	99,6370	63,6305	IG	99,6367	63,6303	IG
AMPLA INVESTIMENTOS E SERVIÇOS, S.A.	99,6397	63,6332	IG	99,6367	63,6303	IG
COMPAÑÍA ELÉCTRICA SAN ISIDRO, S.A.	99,99	39,15	IG	100,00	36,36	IG

IG: Integración Global.

Sociedades Asociadas: Incorporaciones, Exclusiones y Variaciones durante 2013 y 2012.

Sociedad (por orden alfabético)		% Participación a 31/12/2013		% Participación a 31/12/2012
	Control	Económico	Método de Consolidación	Control	Económico	Método de Consolidación
Incorporaciones:
-	-	-	-	-	-	-
Exclusiones:
ENDESA GAS T&D, S.L.	-	-	-	20,00	20,00	MP
ENEL GREEN POWER MODELO I EÓLICA, S.A.	0,98	0,49	-	40,00	24,56	MP
ENEL GREEN POWER MODELO II EÓLICA, S.A.	0,98	0,49	-	40,00	24,56	MP
Variaciones:
TERMOELÉCTRICA JOSÉ DE SAN MARTÍN, S.A.	25,60	6,29	MP	25,60	6,40	MP
TERMOELÉCTRICA MANUEL BELGRANO, S.A.	25,60	6,29	MP	25,60	6,40	MP
YACYLEC, S.A.	22,22	13,47	MP	22,22	22,22	MP
	% Participación a 31/12/2012			% Participación a 31/12/2011
Sociedad (por orden alfabético)	Control	Económico	Método de Consolidación	Control	Económico	Método de Consolidación
Incorporaciones:
-	-	-	-	-	-	-
Exclusiones:
ENSAFECA HOLDING EMPRESARIAL, S.L. (EN LIQUIDACIÓN)	-	-	-	32,43	32,43	MP
Variaciones:
-	-	-	-	-	-	-
MP: Método de Participación.

Las Cuentas Anuales Consolidadas (Estado de Situación Financiera Consolidado, Estado del Resultado Consolidado, Estado del Resultado Global Consolidado, Estado de cambios en el Patrimonio Neto Consolidado, Estado de Flujos de Efectivo y Memoria) correspondientes al ejercicio anual terminado el 31 de diciembre de 2013 de ENDESA, Sociedad Anónima y SOCIEDADES DEPENDIENTES, que se contienen en el presente documento, han sido formuladas por el Consejo de Administración de la Sociedad ENDESA, Sociedad Anónima en sesión de 24 de febrero de 2014 y se firman, a continuación, de conformidad por todos los Administradores, en cumplimiento del Artículo 253 de la Ley de Sociedades de Capital.

D. Borja Prado Eulate	D. Fulvio Conti
Presidente	Vicepresidente
D. Andrea Brentan	D. Luigi Ferraris
Consejero Delegado	Vocal
D. Massimo Cioffi	D. Gianluca Comin
Vocal	Vocal
D. Alejandro Echevarría Busquet	D. Miguel Roca Junyent
Vocal	Vocal
D. Salvador Montejo Velilla Vocal

ENDESA, S.A. y Sociedades Dependientes

Informe de Gestión Consolidado correspondiente al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2013

ENDESA, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES

INFORME DE GESTION CONSOLIDADO CORRESPONDIENTE AL EJERCICIO ANUAL TERMINADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2013

Índice

1.	Situación de la Entidad 4
	1.1. Actividades Principales 4
	1.2. Mercados Principales 5
	1.3. Estructura Organizativa 5
2.	Evolución y Resultado de los Negocios en el ejercicio 2013 8
	2.1. Resultados Consolidados 8
	2.2. Resultados por Negocios 13
	2.2.1.Negocio en España y Portugal 13
	2.2.2.Negocio en Latinoamérica 29
	2.3. Anexo Estadístico 40
3.	Liquidez y Recursos de Capital 44
	3.1. Gestión Financiera 44
	3.2. Gestión de Capital 48
	3.3. Gestión de la Calificación Crediticia 48
	3.4. Flujos de Efectivo 49
	3.5. Obligaciones Contractuales y Operaciones Fuera de Balance 51
4.	Acontecimientos Posteriores al Cierre 51
5.	Evolución Previsible 51
	5.1. Estrategia 51
	5.2. Evolución Previsible 52
6.	Principales Riesgos e Incertidumbres Asociados a la Actividad de ENDESA 54
	6.1. Riesgos relacionados con la Actividad y Sector 54
	6.2. Riesgos relacionados con los Países en los que ENDESA Opera 57

	6.3. Riesgos Operacionales 58
	6.4. Riesgos Financieros	58
	6.5. Otros Riesgos 62
7.	Política de Gestión de Riesgos e Instrumentos Financieros Derivados 63
8.	Tecnología, Innovación y Protección del Medio Ambiente 63
	8.1. Actividades de I+D+i 63
	8.2. Protección del Medio Ambiente 70
9.	Recursos Humanos 75
	10.Acciones Propias 79
	11. Otra Información 79
	Información Bursátil 79 11.1.
	Política de Dividendos 81 11.2.
	12. Informe Anual de Gobierno Corporativo requerido por el Artículo 538 del Real
	Decreto Legislativo 1/2010, de 2 de julio, por el que se aprueba el Texto
	Refundido de la Ley de Sociedades de Capital 82
	13. Propuesta de Aplicación de Resultados 82

ANEXOI: Informe Anual de Gobierno Corporativo ....................................... 83

ENDESA, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES

INFORME DE GESTION CONSOLIDADO CORRESPONDIENTE AL EJERCICIO ANUAL TERMINADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2013

ENDESA ha elaborado el presente Informe de Gestión Consolidado correspondiente al ejercicio anual terminado el 31 de diciembre de 2013 siguiendo la "Guía para la elaboración del Informe de Gestión de las Entidades Cotizadas" emitida por el Grupo de Expertos designado por la Comisión Nacional del Mercado de Valores.

1. Situación de la Entidad.

1.1. Actividades Principales.

ENDESA, S.A. se constituyó el 18 de noviembre de 1944 y tiene su domicilio social en Madrid, calle Ribera del Loira número 60.

Su objeto social es el negocio eléctrico en sus distintas actividades industriales y comerciales, la explotación de toda clase de recursos energéticos primarios, la prestación de servicios de carácter industrial o relacionados con su negocio principal, en especial los de gas, así como los que tengan carácter preparatorio o complementario de las actividades incluidas en el objeto social, y la gestión del Grupo empresarial, constituido con las participaciones en otras sociedades. La sociedad desarrollará, en el ámbito nacional e internacional, las actividades que integran su objeto, bien directamente o mediante su participación en otras sociedades.

El sector principal de la Clasificación Nacional de Actividades Económicas (C.N.A.E.) en que se encuadra el objeto social de ENDESA, S.A. es el correspondiente a la sección E, división 40, subclase 40.10.

ENDESA, S.A. realiza principalmente actividades de generación, transporte y distribución de electricidad, y venta de electricidad y gas, a través de Compañías participadas.

Para organizar dichas actividades, dentro de cada segmento geográfico ENDESA, S.A. considera la existencia de dos líneas de negocio separadas (la Generación y la Distribución incluyendo en cada una de ellas la actividad de Comercialización vinculada a la misma) gestionadas de forma independiente, pero coordinadas a nivel país con el fin de capturar las ventajas competitivas que proporciona la integración vertical, respetando la normativa legal sobre separación de actividades en aquellas jurisdicciones que así lo contemplan, y las oportunidades de optimización de costes que pueden derivarse del mayor tamaño conjunto.

Dadas las actividades a las que se dedican las Sociedades de ENDESA, S.A., las transacciones no cuentan con un carácter cíclico o estacional significativo.

1.2. Mercados Principales.

ENDESA, S.A. realiza las actividades de generación, transporte, distribución y venta de electricidad, principalmente, en España, Portugal, Andorra, Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Perú y Marruecos. Además, tiene una presencia significativa en el mercado liberalizado de gas natural de España.

La actividad de ENDESA, S.A. se estructura por líneas de negocio para actuar con agilidad en los mercados donde opera y tener en cuenta las necesidades de sus clientes en los territorios y negocios en que está presente.

En el desarrollo de su actividad, la organización de ENDESA, S.A. se articula sobre la base de dos grandes líneas de negocio, basada cada una de ellas en un área geográfica:

• España y Portugal.
• Latinoamérica.

1.3. Estructura Organizativa.

ENDESA, S.A. y sus sociedades filiales (en adelante, "ENDESA") están integradas en el Grupo ENEL, cuya cabecera en España es ENEL Energy Europe, S.L.U. que posee, a 31 de diciembre de 2013, una participación del 92,063% en el capital social de ENDESA.

A la fecha de formulación de este Informe de Gestión Consolidado el Comité Ejecutivo de Dirección de ENDESA, que tiene entre sus funciones la implementación de las estrategias adoptadas por la Sociedad, presenta la siguiente composición:

Cargo	Miembro
Consejero Delegado	D. Andrea Brentan
Director General Asesoría Jurídica y Secretaría General	D. Francisco de Borja Acha Besga
Director General España y Portugal	D. José Damián Bogas Galvez
Director General Compras	D. Francesco Buresti
Director General de Comunicación	D. Alberto Fernández Torres
Director General Económico-Financiero	D. Paolo Bondi
Director General de Estrategia	D. Héctor López Vilaseco
Director General de Innovación	D. Federico Fea
Director General de Latinoamérica	D. Ignacio Antoñanzas Alvear
Director General de Recursos Humanos y Organización	D. José Luis Puche Castillejo
Director General de Sistemas y Telecomunicaciones	D. Rafael López Rueda

Para ordenar sus líneas de negocio, ENDESA cuenta principalmente con las siguientes Compañías: ENDESA Generación, S.A.U., ENDESA Red, S.A.U., ENDESA Energía, S.A.U. y ENDESA Latinoamérica, S.A.U.:

– ENDESA Generación, S.A.U.: Concentra en ella los activos de generación y minería de ENDESA y agrupa, entre otras, las participaciones del 100% en Gas y Electricidad Generación, S.A.U., Unión Eléctrica de Canarias Generación, S.A.U., y una participación del 40% en la sociedad ENEL Green Power España, S.L., controlada por ENEL Green Power, S.p.A., que aglutina la actividad del Grupo ENEL en energías renovables en el ámbito de España y Portugal.

• ENDESA Red, S.A.U.: Integra las compañías de distribución de ámbito territorial de ENDESA en España. Esta sociedad agrupa, entre otras, la participación del 100% en ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.U., que asume las actividades reguladas de transporte y distribución de electricidad. Asimismo, ENDESA Red, S.A.U. controla la sociedad ENDESA Ingeniería, S.L.U.
• ENDESA Energía, S.A.U.: Desarrolla actividades de comercialización de electricidad y gas en el mercado liberalizado. Su actividad fundamental es el suministro de energías y servicios de valor añadido a los clientes que deciden ejercer su derecho a elegir suministrador y recibir el servicio en el mercado liberalizado. Además, ENDESA Energía, S.A.U. ostenta la participación del 100% en ENDESA Energía XXI, S.L.U., sociedad que comercializa el Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), y en ENDESA Operaciones y Servicios Comerciales, S.L.U., con el objeto de prestar servicios comerciales vinculados al suministro de energía eléctrica y gas. Además, ENDESA Energía, S.A.U. realiza actividades de comercialización en los mercados liberalizados de diversos países europeos.
• ENDESA Latinoamérica, S.A.U.: Su objetivo es gestionar la presencia de ENDESA en el mercado latinoamericano, a través de su participación en Enersis, S.A., que es una sociedad radicada en Chile que posee participaciones de control en sociedades generadoras y distribuidoras de electricidad en cinco países latinoamericanos. Sus principales sociedades participadas, directa o indirectamente, son: Empresa Nacional de Electricidad, S.A. (generación en Chile con participaciones en otras empresas generadoras), Chilectra, S.A. (distribuidora en Chile con participaciones en otras empresas distribuidoras de electricidad latinoamericanas), Empresa Distribuidora Sur, S.A. (distribución en Argentina), ENDESA Costanera, S.A. e Hidroeléctrica el Chocón, S.A. y Central Dock Sud, S.A. (generación en Argentina), Compañía de Interconexión Energética, S.A. (interconexión eléctrica entre Argentina y Brasil), Central Geradora Termeléctrica Fortaleza, S.A. y Centrais Eléctricas Cachoeira Dourada, S.A. (generación en Brasil), Ampla Energia e Serviços, S.A. y Companhia Energética do Ceará, S.A. (distribución en Brasil), Emgesa, S.A. E.S.P. (generación en Colombia), Codensa, S.A. E.S.P. (distribución en Colombia), Edegel, S.A.A. y Empresa Eléctrica de Piura, S.A. (generación en Perú) y Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte, S.A.A. (distribución en Perú).

A continuación se detalla el mapa societario de ENDESA en el que se recoge, de forma gráfica, la situación a 31 de diciembre de 2013 de las principales sociedades participadas por ENDESA:

En el Anexo I de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas se relacionan las sociedades dependientes y de control conjunto de ENDESA. En el Anexo II de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas se relacionan las sociedades asociadas de ENDESA.

Como Anexo I de este Informe de Gestión Consolidado se adjunta el Informe Anual de Gobierno Corporativo, que describe la organización de su Consejo de Administración y de los órganos en que éste delega sus decisiones.

2. Evolución y Resultado de los Negocios en el Ejercicio 2013.

2.1. Resultados Consolidados.

El beneficio neto de ENDESA ascendió a 1.879 millones de euros en el ejercicio 2013.

ENDESA obtuvo un beneficio neto de 1.879 millones de euros en el ejercicio 2013, lo que supone una reducción del 7,6% respecto del obtenido en el ejercicio anterior, debido a la disminución de 234 millones de euros en el resultado del Negocio en España y Portugal como consecuencia del impacto de la aplicación desde el 1 de enero de 2013 de las medidas fiscales para la sostenibilidad energética establecidas en la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, y de las medidas urgentes establecidas en los Reales Decretos Ley 2/2013 de 1 de febrero, y 9/2013, de 12 de julio, que han tenido un impacto bruto de 941 millones de euros, y que se añaden a los 396 millones de euros de impacto anual recurrente para ENDESA de las medidas regulatorias que entraron en vigor durante el ejercicio 2012. Las nuevas medidas que se han comenzado a aplicar en el ejercicio 2013, han tenido un efecto negativo sobre el resultado neto por importe de 659 millones de euros.

Este impacto bruto de 1.337 millones de euros es inferior en aproximadamente 400 millones de euros a la estimación de impacto anual recurrente de estas medidas como consecuencia de los menores impuestos sobre la producción soportados en el ejercicio 2013 dada la menor generación eléctrica del período, así como los menores precios durante el año en el mercado mayorista de electricidad que han reducido la base de cálculo del impuesto, y la aplicabilidad de alguna de las nuevas medidas regulatorias aprobadas sólo durante el segundo semestre de 2013.

La evolución negativa del resultado neto del Negocio en España y Portugal se ha visto parcialmente compensada por el aumento de 79 millones de euros en el resultado neto del Negocio en Latinoamérica como consecuencia, fundamentalmente, de la Resolución 250/2013 aprobada el 7 de mayo de 2013 por la Secretaría de Energía de la República Argentina, que reconoció a Empresa Distribuidora Sur, S.A. el ingreso por la compensación de las variaciones de costes no trasladados a tarifa desde 2007 hasta febrero de 2013 en aplicación del ajuste del Mecanismo de Monitoreo de Costos (MMC) por un importe total de 333 millones de euros, incluyendo los correspondientes intereses, con un impacto en el resultado neto de 94 millones de euros.

A continuación se presenta la distribución de este resultado entre los dos negocios de ENDESA y su variación respecto del mismo período del ejercicio anterior:

Beneficio Neto de ENDESA en el ejercicio 2013
	Millones de Euros	% Var. 2012	% Aportación a Beneficio Neto Total
España y Portugal	1.176	(16,6)	62,6
Latinoamérica	703	12,7	37,4
TOTAL	1.879	(7,6)	100,0

Generación y ventas de electricidad.

La generación de electricidad de ENDESA en el ejercicio 2013 ascendió a 132.427 GWh, un 6,4% inferior al ejercicio 2012, mientras que las ventas de electricidad se situaron en 157.634 GWh, con una reducción del 3,0%.

Producción y Ventas de electricidad en el ejercicio 2013
	Producción		Ventas
	GWh	% Var. 2012	GWh	% Var. 2012
España y Portugal	70.542	(9,9)	96.122	(6,5)
Latinoamérica	61.885	(2,0)	61.512	3,0
TOTAL	132.427	(6,4)	157.634	(3,0)

Resultado bruto de explotación (EBITDA): 6.720 millones de euros.

El resultado bruto de explotación (EBITDA) y el resultado de explotación (EBIT) del ejercicio 2013 han experimentado una reducción del 4,1% y 2,6%, respectivamente, situándose en 6.720 millones de euros y 4.302 millones de euros.

La disminución del 4,1% en el resultado bruto de explotación (EBITDA) en el ejercicio 2013 se corresponde, por una parte, con una disminución del 13,7% en el Negocio en España y Portugal y, por otra, con un aumento del 7,3% en el Negocio en Latinoamérica. Estas variaciones se deben fundamentalmente a los siguientes factores:

• En el Negocio en España y Portugal la reducción del resultado bruto de explotación (EBITDA) ha sido tan sólo de 519 millones de euros, a pesar del impacto negativo de las medidas fiscales aprobadas por la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de 1 de febrero, que han supuesto un incremento de 664 millones de euros en los costes, y a las medidas adoptadas en el Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, y en la Ley 2/2013, de 1 de febrero, que han supuesto una reducción de los ingresos de 269 millones de euros, gracias a las mejores condiciones de mercado e hidraulicidad que se han dado en el ejercicio 2013 y a las mejoras operativas alcanzadas en este Negocio durante el ejercicio 2013 que han dado lugar a una reducción de los costes fijos por importe de 142 millones de euros.
• El aumento en el Negocio en Latinoamérica por importe de 234 millones de euros es debido al ingreso registrado por la aplicación de la Resolución 250/2013 de la Secretaría de Energía de la República Argentina, aprobada el 7 de mayo de 2013, que ha reconocido el ajuste del Mecanismo de Monitoreo de Costos (MMC) por importe de 293 millones de euros por los incrementos de costes no trasladados a tarifa desde 2007 hasta febrero de 2013. Este impacto positivo en Argentina se ha visto parcialmente compensado por el efecto de los sobrecostes soportados por las compañías de distribución en Brasil que no han sido compensados en su totalidad por las medidas extraordinarias adoptadas por el Gobierno brasileño para su inmediata compensación y cuyo importe asciende a 63 millones de euros y se compensarán en las sucesivas revisiones tarifarias, de acuerdo con lo establecido en la regulación brasileña. Aislando los dos efectos mencionados anteriormente, el buen comportamiento operativo de las sociedades participadas en Latinoamérica ha permitido absorber el impacto negativo de 349 millones de euros que ha supuesto sobre el resultado bruto de explotación (EBITDA) la devaluación de las monedas latinoamericanas con el euro entre los ejercicios 2013 y 2012.

A pesar de la disminución en un 4,1% del resultado bruto de explotación (EBITDA), el resultado de explotación (EBIT) tan sólo ha caído un 2,6% gracias a la disminución del 6,5% en el epígrafe "Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro" como consecuencia del saneamiento extraordinario realizado en el ejercicio 2012 sobre determinados activos, fundamentalmente la Central Nuclear Santa María de Garoña, los activos de la actividad de minería en España, los activos de generación en Irlanda y la central de Tarapacá en Chile, por un importe total de 213 millones de euros.

A continuación se incluye el desglose por Negocios de los ingresos, el resultado bruto de explotación (EBITDA) y el resultado de explotación (EBIT) y su variación respecto al ejercicio anterior:

	Ingresos		EBITDA		EBIT
	Millones de Euros	% Var. 2012	Millones de Euros	% Var. 2012	Millones de Euros	% Var. 2012
España y Portugal	21.512	(7,1)	3.277	(13,7)	1.651	(17,4)
Latinoamérica	9.691	(10,2)	3.443	7,3	2.651	9,5
TOTAL	31.203	(8,0)	6.720	(4,1)	4.302	(2,6)

El resultado financiero neto asciende a 350 millones de euros.

Los resultados financieros netos del ejercicio 2013 fueron negativos por importe de 350 millones de euros, lo que representa una mejora de 291 millones de euros respecto del ejercicio 2012. Los gastos financieros netos ascendieron a 344 millones de euros, 255 millones de euros inferiores a los del ejercicio 2012.

Las diferencias de cambio netas han sido negativas por importe de 6 millones de euros frente a los 42 millones de euros, también negativos, en el ejercicio 2012.

La evolución positiva tan significativa de los resultados financieros se ha debido fundamentalmente a la importante reducción de deuda experimentada entre ambos períodos.

Inversiones brutas: 2.458 millones de euros.

Las inversiones brutas de ENDESA se situaron en 2.458 millones de euros en el ejercicio 2013. De esta cifra, 2.253 millones de euros corresponden a inversiones materiales, inmateriales e inversiones inmobiliarias, y los 205 millones de euros restantes a inversiones financieras, conforme al detalle que figura a continuación:

Inversiones
	Millones de Euros
	Materiales, Inmateriales e Inmobiliarias (1)	Financieras	TOTAL	% Var. 2012
España y Portugal	876	57	933	(34,0)
Latinoamérica	1.377	148	1.525	16,1
TOTAL (2)	2.253	205	2.458	(9,9)

(1) Excluyendo los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO2), "Certified Emissions Reductions" (CERs) y "Emission Reductions Unit" (ERUs).

(2) En el ejercicio 2012, no incluía inversiones en activos no corrientes mantenidos para la venta y de actividades interrumpidas por importe de 73 millones de euros, ni la adquisición de la cartera de clientes de gas en la Comunidad de Madrid por importe de 34 millones de euros

La información relativa a los compromisos de adquisición de bienes de inmovilizado material e inmaterial mantenidos por ENDESA a 31 de diciembre de 2013 se incluyen en las Notas 5 y 7 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas.

Situación financiera.

La deuda financiera neta de ENDESA se situó en 4.286 millones de euros a 31 de diciembre de 2013, con una disminución de 4.492 millones de euros respecto de la existente a 31 de diciembre de 2012.

Las principales causas de esta significativa reducción del endeudamiento financiero neto han sido: la aportación de efectivo por importe de 1.796 millones de euros, realizada por los accionistas minoritarios en la ampliación de capital llevada a cabo por Enersis, S.A. en marzo de 2013, y los cobros realizados durante el ejercicio 2013 de los derechos acumulados en años anteriores por el déficit de tarifa por un importe total de que 3.751 millones de euros, de los que 3.541 millones de euros corresponden a las cesiones realizadas de derechos de crédito de déficit de tarifa al Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico (FADE), que han superado a los pagos realizados durante el ejercicio para la financiación del mismo por un importe total de 2.605 millones de euros.

Adicionalmente, hay que tener en cuenta que, a 31 de diciembre de 2013, existen 1.029 millones de euros que están colocados en instrumentos financieros con vencimiento superior a tres meses, por lo que no se incluyen como saldo de "Efectivo y otros medios equivalentes" y, por lo tanto, no netean la cifra de deuda financiera y no han contribuido a la reducción de la deuda financiera neta mencionada en el párrafo anterior.

Igualmente, a la hora de analizar el nivel de endeudamiento de ENDESA hay que tener en cuenta que, a 31 de diciembre de 2013, ENDESA tenía acumulado un derecho de cobro de 3.146 millones de euros por diversas partidas reconocidas en la regulación eléctrica española: 1.985 millones de euros por la financiación del déficit de ingresos de las actividades reguladas, y 1.161 millones de euros por las compensaciones derivadas de los sobrecostes de la generación extrapeninsular.

Si se descuentan los importes de las partidas indicadas en los párrafos anteriores, el endeudamiento neto de ENDESA a 31 de diciembre de 2013 se sitúa en 111 millones de euros, 3.521 millones de euros inferior al de 31 de diciembre de 2012.

Distribución por Negocios de la Deuda Financiera Neta de ENDESA (1)
	Millones de Euros
	31 de	31 de
	Diciembre	Diciembre	Diferencia	% Var.
	de 2013	de 2012
Negocio en España y Portugal	1.440	5.059	(3.619)	(71,5)
Negocio en Latinoamérica:	2.846	3.719	(873)	(23,5)
Enersis	2.649	4.144	(1.495)	(36,1)
Resto	197	(425)	622	146,4
TOTAL	4.286	8.778	(4.492)	(51,2)
Apalancamiento (%) (2)	16,0	33,3	NA	NA

La distribución por Negocios de la deuda financiera neta es como sigue:

(1) Deuda Financiera Neta = Deuda Financiera no Corriente + Deuda Financiera Corriente – Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes - Derivados Financieros registrados en el Activo.

(2) Deuda Financiera Neta / Patrimonio Neto.

El coste medio de la deuda de ENDESA ascendió a un 5,7% en 2013, manteniéndose similar respecto del ejercicio 2012 a pesar de la reducción del coste medio tanto en ENDESA y sus filiales directas como en Enersis, como consecuencia del aumento del peso relativo de la deuda financiera neta de ésta última que tiene un mayor coste. El coste medio de la deuda correspondiente a

Enersis fue un 8,1% (8,6% en el ejercicio 2012). Si se excluye la deuda de Enersis, el coste medio de la deuda de ENDESA se sitúa en un 3,1% en el ejercicio citado (3,5% en el ejercicio 2012).

A continuación se incluye el detalle de la estructura de la deuda financiera neta de ENDESA a 31 de diciembre de 2013:

(Millones de Euros)
	ENDESA y filiales directas		Enersis		Total ENDESA
	Millones Euros	% S/total	Millones Euros	% S/total	Millones Euros	% S/total
Euro	1.620	99	-	-	1.620	38
Dólar Estadounidense	-	-	1.098	42	1.098	26
Peso Chileno / Unidad de Fomento	-	-	(279)	(11)	(279)	(7)
Real Brasileño	-	-	405	15	405	9
Peso Colombiano	-	-	1.198	45	1.198	28
Sol Peruano	-	-	196	8	196	5
Peso Argentino	-	-	31	1	31	1
Otras monedas	17	1	-	-	17	-
TOTAL	1.637	100	2.649	100	4.286	100
Tipo Fijo	795	49	1.945	73	2.740	64
Tipo Variable	842	51	704	27	1.546	36
TOTAL	1.637	100	2.649	100	4.286	100
Vida media (nº años)	6,1		5,7		5,9

Estructura de la Deuda Financiera Neta de ENDESA a 31 de Diciembre de 2013

A 31 de diciembre de 2013, la liquidez de ENDESA en España ascendía a 8.719 millones de euros y cubre los vencimientos de deuda de los próximos 37 meses de este conjunto de empresas. Dicha cantidad incluye 2.036 millones de euros correspondientes a la posición de tesorería disponible a esa fecha, de los que 1.000 millones de euros estaban colocados en ENEL Energy Europe, S.L.U. y fueron cancelados con fecha 2 de enero de 2014 con motivo del abono del dividendo a cuenta, y 6.683 millones de euros correspondientes a importes disponibles de forma incondicional en líneas de crédito, de los que 3.500 millones de euros corresponden a una línea de crédito con ENEL Finance International, N.V., de la que a 31 de diciembre de 2013 no existe ningún importe dispuesto.

A su vez, Enersis tenía en esa misma fecha una posición de tesorería disponible de 2.299 millones de euros e importes disponibles de forma incondicional en líneas de crédito por 549 millones de euros, lo que cubre los vencimientos de su deuda de los próximos 42 meses. A estos importes hay que añadir 1.029 millones de euros colocados en instrumentos financieros con vencimiento superior a tres meses.

Ratio de apalancamiento.

El patrimonio neto consolidado de ENDESA a 31 de diciembre de 2013 ascendía a 26.769 millones de euros, cantidad superior en 400 millones de euros a la de 31 de diciembre de 2012. Este importe del patrimonio neto está minorado en 1.588 millones de euros por el dividendo a cuenta acordado por el Consejo de Administración de ENDESA celebrado el 17 de diciembre de 2013, y aumentado en 1.724 millones de euros como consecuencia de la aportación de capital realizada por los accionistas minoritarios en la ampliación de capital de Enersis, S.A.

De este patrimonio neto, 20.521 millones de euros corresponden a los accionistas de ENDESA, S.A. y 6.248 millones de euros a los accionistas minoritarios.

La evolución del patrimonio neto de ENDESA y de la deuda financiera neta, han situado el ratio de apalancamiento (deuda financiera neta / patrimonio neto) en un 16,0% a 31 de diciembre de 2013, frente al 33,3% que se registraba a 31 de diciembre de 2012.

Resultado en venta de activos.

Con fecha 28 de junio de 2013, se ha procedido a la venta por parte de ENDESA de la participación del 12% en el capital social de Medgaz, S.A. a Compañía Española de Petróleos, S.A.U. (CEPSA), en un 47% y a Sonatrach S.P.A. en un 53%, en ejercicio de su derecho de adquisición preferente. El precio de la operación ha ascendido a 84 millones de euros e incluye la cesión a los compradores del crédito que ENDESA tiene frente a Medgaz, S.A. por un importe de 8 millones de euros. Igualmente, los compradores han liberado a ENDESA de sus garantías a favor del Banco Europeo de Inversiones en virtud de un préstamo concedido por esta entidad a Medgaz, S.A. y que venía siendo respaldado por ENDESA en un importe de 94 millones de euros. Esta venta ha generado una plusvalía bruta de 64 millones de euros en el Estado del Resultado Consolidado de ENDESA correspondiente al ejercicio 2013.

Con fecha 9 de diciembre de 2013, se ha producido la venta de la participación del 20% mantenida por ENDESA Gas, S.A.U. en el capital social de ENDESA Gas T&D, S.L. a Augusta Global Coöperative U.A y Zaragoza International Coöperative U.A., fondos de infraestructuras gestionados por Goldman Sachs. La venta de esta participación ha llevado consigo la cesión al comprador de los préstamos participativos que ENDESA Gas, S.A.U. tenía concedidos frente a ENDESA Gas T&D, S.L. por importe total de 90 millones de euros. Esta venta ha generado una plusvalía bruta de 12 millones de euros en el Estado del Resultado Consolidado de ENDESA correspondiente al ejercicio 2013.

2.2. Resultados por Negocios.

2.2.1. Negocio en España y Portugal.

Beneficio neto del Negocio en España y Portugal: 1.176 millones de euros.

El beneficio neto del Negocio en España y Portugal fue de 1.176 millones de euros en el ejercicio 2013, 234 millones de euros inferior al obtenido en el ejercicio 2012, con una contribución del 62,6% al resultado neto total de ENDESA.

El resultado bruto de explotación (EBITDA) ascendió a 3.277 millones de euros, y el resultado de explotación (EBIT) a 1.651 millones de euros, con una reducción del 13,7% y del 17,4% respectivamente.

Para analizar la evolución del resultado bruto de explotación (EBITDA) durante este período, hay que tener en consideración los siguientes factores:

Las medidas aprobadas en la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética, que contempla diversas medidas con incidencia directa en el sector eléctrico, las cuales han comenzado a aplicarse en el año 2013, y las aprobadas en los Reales Decretos Ley 2/2013, de 1 de febrero, y 9/2013, de 12 de julio, han tenido un impacto negativo en el resultado bruto de explotación (EBITDA) del ejercicio 2013 por importe de 933 millones de euros. Este impacto se añade a los 396 millones de euros de impacto anual recurrente para ENDESA de las medidas regulatorias puestas en vigor durante el ejercicio 2012.

Este impacto de 1.329 millones de euros es inferior en aproximadamente 400 millones de euros a la estimación de impacto anual recurrente de estas medidas como consecuencia de los menores impuestos sobre la producción soportados en el ejercicio 2013 dada la menor generación eléctrica del período, así como los menores precios durante el año en el mercado mayorista de electricidad que han reducido la base de cálculo del impuesto, y la aplicabilidad de alguna de las nuevas medidas regulatorias aprobadas sólo durante el segundo semestre de 2013.

• Los esfuerzos realizados para conseguir mejoras operativas para tratar de compensar, al menos, una parte de los impactos negativos de las medidas regulatorias han dado como resultado una reducción de 142 millones de euros en los costes fijos del ejercicio 2013 de este Negocio en comparación con los del año 2012.
• El mejor "mix" de generación eléctrica debido a la extraordinaria situación de hidraulicidad, que ha supuesto un incremento muy significativo de la producción hidráulica, y la reducción de la producción térmica convencional, todo lo cual ha producido una reducción del coste de los combustibles.
• El menor precio medio en el mercado mayorista de electricidad, que se ha situado en 44,4 €/MWh en 2013, un 9,8% inferior al del mismo período del ejercicio 2012 debido a la extraordinaria situación de hidraulicidad mencionada, ha conllevado un menor coste medio en las compras de electricidad.

Durante el ejercicio 2013 la demanda eléctrica peninsular ha disminuido un 2,2% respecto del mismo período del año anterior.

Durante este período ENDESA alcanzó una cuota de mercado del 36,1% en generación peninsular en régimen ordinario, del 43,0% en distribución y del 37,5% en ventas a clientes del mercado liberalizado.

Aspectos Regulatorios.

La información relativa al marco regulatorio español se incluye en la Nota 4 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas.

A continuación se describen las principales novedades en el marco regulatorio español que, bien se han aprobado en el año 2013, o han tenido un impacto relevante sobre las Cuentas Anuales Consolidadas de dicho ejercicio.

Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética.

Con fecha 28 de diciembre de 2012 se publicó en el Boletín Oficial del Estado la Ley de medidas fiscales para la sostenibilidad energética, que contempla diversas medidas con incidencia directa en el Sector Eléctrico y cuya entrada en vigor ha sido el 1 de enero de 2013:

• Impuesto general a la producción en régimen ordinario y especial, equivalente al 7% del ingreso total percibido.
• Impuestos sobre la producción de combustible nuclear gastado y residuos radiactivos, así como sobre su almacenamiento en instalaciones centralizadas.
• Canon a la generación hidroeléctrica, equivalente al 22% del ingreso, que se reducirá un 90% para las instalaciones de potencia igual o inferior a 50 MW y para los bombeos de más de 50 MW, así como, en la forma que reglamentariamente se determine, para aquellas producciones o instalaciones que se deban incentivar por motivos de política energética general.
• Céntimo verde al consumo para generación eléctrica de gas natural, carbón, fuel y gasóleo.
• Eliminación de la prima a la producción renovable, por la parte de producción que use combustibles fósiles. Esta medida no afectará a la tecnología de biomasa.
• Se contempla igualmente que en las Leyes de Presupuestos Generales del Estado de cada año se destinará a financiar los costes del Sistema Eléctrico un importe equivalente a la recaudación por los tributos y cánones establecidos en la Ley, más el ingreso estimado por la subasta de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero, con un máximo de 500 millones de euros.

Ley 17/2012, de 27 de diciembre, de Presupuestos Generales del Estado para el año 2013.

Con fecha 28 de diciembre de 2012 se publicó en el Boletín Oficial del Estado la Ley de Presupuestos Generales del Estado para 2013, que de forma excepcional para este año, no incorpora partidas para financiar los extracostes de generación de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) del ejercicio 2012, que, en todo caso, pasarán a ser financiados por el sistema de liquidaciones de actividades reguladas y, por tanto, por los peajes de acceso. Adicionalmente, se recogen las partidas destinadas a cubrir los costes del Sistema Eléctrico conforme a lo indicado por la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, antes señalada.

Real Decreto Ley 29/2012, de 28 de diciembre, de mejora de gestión y protección social en el Sistema Especial para Empleados de Hogar y otras medidas de carácter económico y social.

Con fecha 31 de diciembre de 2012 se publicó en el Boletín Oficial del Estado este Real Decreto Ley que incorpora medidas sobre el Sector Eléctrico:

• Se modifica la Ley del Sector Eléctrico, incrementándose el importe del déficit del ejercicio 2012 que podrá ser cedido al Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico (FADE) hasta la cuantía que resulte de la liquidación definitiva de dicho ejercicio. Adicionalmente, se elimina el apartado primero de la disposición adicional vigésimo primera de la citada Ley, que establecía que el déficit de 2013 sería cero.
• En relación con las instalaciones de generación en régimen especial, se establece que el régimen económico primado no se aplicará a las instalaciones inscritas en el Registro de preasignación de retribución que no estén totalmente finalizadas en el plazo fijado para ello en el citado Registro.

Real Decreto Ley 2/2013, de 1 de febrero, de medidas urgentes en el Sistema Eléctrico y en el sector financiero.

Este Real Decreto Ley modifica el mecanismo de actualización de las retribuciones de actividades reguladas vinculadas al Índice de Precios de Consumo (IPC). Establece que estas retribuciones se actualizarán con el Índice de Precios de Consumo (IPC) a impuestos constantes sin alimentos no elaborados ni productos energéticos.

Además, se modifican las opciones de venta de energía para las instalaciones de régimen especial, quedando todas acogidas a la opción de venta a tarifa desde el 1 de enero de 2013, salvo que manifiesten expresamente lo contrario, en cuyo caso no podrán volver a la opción de venta a tarifa, ni percibirán prima alguna.

Ley 17/2013, de 29 de octubre, para la garantía del suministro e incremento de la competencia en los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE).

Con fecha 30 de octubre de 2013 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado esta Ley, cuyo objeto es reforzar la garantía de suministro y la competencia en los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE). Los principales aspectos en ella contenidos son los siguientes:

• Por razones de seguridad o eficiencia técnica y económica, se podrá reconocer el régimen retributivo adicional al precio del mercado peninsular a nuevas instalaciones de generación en los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE), incluso si se superan los valores de potencia necesaria para asegurar la cobertura de demanda.
• No se reconocerá este régimen a nuevas instalaciones en los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE), tanto de régimen ordinario como especial, que sean titularidad de una empresa o Grupo empresarial que posea un porcentaje de potencia de generación superior al 40% en ese sistema. Se exceptúan aquellas instalaciones adjudicadas en concursos de capacidad para la implantación de fuentes de energías renovables, que dispongan de autorización administrativa o que hayan resultado inscritas en el registro de preasignación de retribución de instalaciones de régimen especial. Igualmente, se contemplan excepciones en el caso de inversiones de renovación y mejora de eficiencia de las centrales en explotación que no supongan un aumento de capacidad, o cuando no existan otros agentes interesados en promover instalaciones.
• La titularidad de bombeos que tengan como finalidad la garantía y seguridad de suministro, o la integración de renovables, deberá corresponder al Operador del Sistema. En el resto de casos, se instrumentará un procedimiento de concurrencia. No obstante lo anterior, las empresas que con anterioridad al 1 de marzo de 2013 tuvieran otorgada concesión de aprovechamiento hidráulico o dispusieran de autorización administrativa y no dispusieran a la fecha de entrada en vigor de autorización de puesta en servicio, mantendrán su titularidad, debiendo presentar un aval del 10% de la inversión y cumplir un calendario de ejecución.
• La titularidad de las plantas de regasificación corresponderá exclusivamente al Gestor Técnico del Sistema, debiendo transmitirse las instalaciones afectadas en el plazo de 6 meses, a precio de mercado. En el supuesto de que la instalación no cuente con autorización administrativa se limitará el precio a los costes totales efectivamente incurridos hasta el 1 de marzo de 2013.
• Los conceptos retributivos asociados a los costes de combustibles serán establecidos mediante un mecanismo que se ajuste a los principios de concurrencia, transparencia, objetividad y no discriminación.
• Será obligatoria una resolución de compatibilidad de la Dirección General de Política Energética y Minas previa a la autorización de nuevos grupos, para determinar que la instalación es compatible con los criterios técnicos establecidos por el Operador del Sistema y con criterios económicos para la reducción de costes.
• Se contempla la posibilidad de reducción de la retribución de las instalaciones de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) en casos de reducción sustancial de disponibilidad de las mismas, de la seguridad de suministro o de los índices de calidad de suministro imputables a instalaciones de generación. Se refuerza además la posibilidad de intervención del Gobierno en el Sistema Eléctrico para garantizar el suministro ante situaciones de riesgo.

Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

Con fecha 5 de junio de 2013 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado esta Ley, por la que se crea la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), por medio del cual se agrupan en este único ente otros organismos reguladores preexistentes, en concreto: la Comisión Nacional de Energía (CNE), la Comisión del Mercado de las Telecomunicaciones, la Comisión Nacional de la Competencia, el Comité de Regulación Ferroviaria, la Comisión Nacional del Sector Postal, la Comisión de Regulación Económica Aeroportuaria y el Consejo Estatal de Medios Audiovisuales.

De este modo, el Gobierno persigue que las funciones de supervisión regulatoria y de defensa de la competencia se integren en una única institución, al objeto de que se simplifiquen estructuras y se maximicen economías de escala.

Esta Comisión se configura como un organismo público, con personalidad jurídica propia y plena independencia del Gobierno, de las Administraciones Públicas y de los agentes del mercado. Está adscrita al Ministerio de Economía y Competitividad, sin perjuicio de su relación con los otros Ministerios competentes por razón de la materia en el ejercicio de sus funciones.

El Consejo se compondrá de diez miembros con un mandato de seis años improrrogables, incluyendo un Presidente y un Vicepresidente, siendo los miembros nombrados por el Gobierno, a propuesta del Ministro de Economía y Competitividad, previa comparecencia de la persona propuesta ante la Comisión de Economía y Competitividad del Congreso. Asimismo, se ha reconocido al Congreso capacidad de veto, que deberá ser por mayoría absoluta de la Comisión correspondiente.

El Consejo constará de dos salas, una dedicada a temas de competencia, presidida por el Presidente, y otra dedicada a Supervisión Regulatoria, presidida por el Vicepresidente. Cada sala estará compuesta por cinco miembros cuya composición será rotatoria.

Como se ha indicado anteriormente, la nueva Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) asume las funciones hasta ahora desarrolladas por la Comisión Nacional de Energía (CNE), si bien parte de dichas funciones pasarán a ser realizadas directamente por el Ministerio de Industria, Energía y Turismo, tales como la liquidación de los costes del Sistema Eléctrico o aspectos asociados a determinadas inspecciones.

Nuevas Medidas de Reforma iniciadas tras el Consejo de Ministros de 12 de julio de 2013.

El Consejo de Ministros de 12 de julio de 2013 puso en marcha la tramitación de un paquete de medidas de reforma en el sector energético con la finalidad de poner fin definitivamente a los desequilibrios que persisten en el Sistema Eléctrico, establecer un marco normativo que garantice la estabilidad financiera del Sistema Eléctrico y mejorar el sistema de cara al consumidor, clarificando la factura y favoreciendo la competencia de cara al ciudadano.

Este conjunto de medidas está integrado por el Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del Sistema Eléctrico, la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, y un conjunto de disposiciones de desarrollo.

Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del Sistema Eléctrico.

En relación con este Real Decreto Ley, los principales aspectos contenidos en el mismo son los siguientes:

• Se establece un nuevo régimen retributivo para las instalaciones de generación de energía renovable, cogeneración y residuos, que recibirán un complemento por sus costes de inversión basado en estándares por tecnologías garantizando una rentabilidad razonable basada en las Obligaciones del Tesoro a diez años más 300 puntos básicos, con revisión cada seis años.
• Se establece un régimen para las redes de transporte y la distribución que establece una retribución homogénea basada en las Obligaciones del Tesoro a diez años más 200 puntos básicos. No obstante, para el año 2013 y hasta la fecha de entrada en vigor del Real Decreto Ley, las retribuciones aprobadas en la Orden IET/221/2013, de 14 de febrero, tendrán carácter definitivo, y para el resto del ejercicio se utilizará como tasa de retribución las Obligaciones del Tesoro a diez años más cien puntos básicos.
• Se incrementa el límite de avales en 4.000 millones de euros, para poder cubrir las emisiones asociadas al desajuste 2012, en relación con el cual se cuantifica su importe en 4.109 millones de euros, que tendrán carácter definitivo a efectos de su cesión.
• Se modifica el incentivo de inversión del mecanismo de pagos de capacidad, reduciéndose el importe de 26.000 a 10.000 euros/MW, pero ampliando el período durante el cual podrá percibirse al doble del tiempo que les restara actualmente hasta la finalización del plazo de diez años.
• Se contempla la financiación del Bono Social por las empresas matrices de los Grupos de sociedades o, en su caso, sociedades, que desarrollen simultáneamente las actividades de producción, distribución y comercialización de energía eléctrica, en proporción a la suma del número de suministros conectados a las redes de distribución y los clientes suministrados por las empresas comercializadoras. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) propondrá los porcentajes de reparto de la financiación del Bono Social, siendo éste cubierto por los peajes de acceso hasta entonces.
• En el plazo de un mes desde la entrada en vigor, el Ministerio de Industria, Energía y Turismo aprobará, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, una revisión de los peajes de acceso.
• Se contempla la posibilidad de revisión trimestral de los peajes de acceso con carácter excepcional cuando se produzcan circunstancias que afecten de modo relevante a los costes regulados o los parámetros utilizados en su cálculo.
• Se contempla que los Presupuestos Generales del Estado financiarán el 50% de la compensación de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) del año anterior. En relación con el ejercicio 2013, la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, ha derogado esta financiación con cargo a los Presupuestos Generales del Estado.

Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.

Ha derogado la hasta entonces vigente Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, estableciendo un nuevo marco general de funcionamiento del sector y del régimen de actividades y agentes. Los cambios más significativos respecto al esquema vigente hasta su entrada en vigor son los siguientes:

• Se introduce como principio fundamental la sostenibilidad económica y financiera del Sistema Eléctrico, de modo que los ingresos sean suficientes para satisfacer la totalidad de los costes del Sistema. Los costes del Sistema serán financiados a través de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución (destinados a cubrir la retribución de ambas actividades), los cargos que se establezcan para el pago de otras partidas de costes, las partidas provenientes de los Presupuestos Generales del Estado así como cualquier otro ingreso o mecanismo financiero que se haya establecido. Adicionalmente:
  • Cualquier incremento de costes o reducción de ingresos tendrá que llevar acompañada una reducción equivalente de otros costes o un incremento de ingresos. Al mismo tiempo, mientras existan partidas de coste destinadas a pagar deudas pendientes de año anteriores, no se podrán revisar a la baja los cargos.
  • Para los ejercicios que se inicien desde 2014, los desajustes temporales que se produzcan estarán limitados a un importe máximo anual del 2% de los ingresos estimados del Sistema (o del 5% en términos acumulados). Los desajustes y desviaciones transitorias que se produzcan serán financiados por todos los sujetos del sistema de liquidaciones, de forma proporcional a la retribución que les corresponda. En el supuesto de que se sobrepasen los límites antes indicados, se revisarán los peajes o cargos en un importe equivalente. Dentro de los límites citados, los desajustes que se produzcan generarán para los sujetos financiadores el derecho a su recuperación en los cinco años siguientes, reconociéndose un tipo de interés en condiciones equivalentes a las de mercado.
  • En relación con el ejercicio 2013, se reconoce la existencia de un déficit por un importe máximo de 3.600 millones de euros, sin perjuicio de los desajustes temporales que pudieran producirse. Este déficit generará el derecho a su recuperación en los quince años siguientes, reconociéndose un tipo de interés en condiciones equivalentes a las de mercado. Estos derechos podrán ser objeto de cesión, de acuerdo con el procedimiento que se establezca reglamentariamente.
• Los Presupuestos del Estado de cada año financiarán el 50% de la compensación de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) del propio año.
• En cuanto a la retribución de las actividades, se establece que la retribución de las actividades de transporte, distribución, producción en los territorios no peninsulares y producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos tendrá en consideración los costes de una empresa eficiente y bien gestionada. Los parámetros de retribución se establecerán considerando la situación cíclica de la economía, de la demanda eléctrica y la rentabilidad adecuada para estas actividades por períodos regulatorios que tendrán una vigencia de seis años. La Ley fija la tasa de retribución de los activos para el primer período regulatorio (que finaliza el 31 de diciembre de 2019) como la media del rendimiento de las Obligaciones del Estado a diez años en el mercado secundario de los tres meses anteriores a la entrada en vigor del Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, incrementada en 200 puntos básicos para las actividades de transporte, distribución y producción en los territorios no peninsulares, y en 300 puntos básicos para la producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos.
• Desaparece igualmente la diferenciación entre generación de energía eléctrica en régimen ordinario y régimen especial, sin perjuicio de las consideraciones singulares para ciertas tecnologías.
• La Tarifa de Último Recurso (TUR), a la que se acogen la mayor parte de los consumidores domésticos, pasa a denominarse Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), manteniéndose la Tarifa de Último Recurso (TUR) para los consumidores vulnerables y aquellos que, sin cumplir los requisitos para tener derecho al Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), transitoriamente no dispongan de un contrato en vigor con un comercializador en mercado libre.

Otros desarrollos reglamentarios.

Junto con las disposiciones anteriores, el Gobierno inició en julio de 2013 la tramitación del resto de desarrollos reglamentarios, que hacen referencia a las actividades de transporte, distribución, generación en los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE), renovables, autoconsumo, pagos de capacidad, así como a aspectos de comercialización y del suministro.

Con fecha 30 de diciembre se han publicado el Real Decreto 1048/2013, de 27 de diciembre, por el que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica. El objetivo de la normativa es contar con una metodología estable y predecible que garantice, bajo unos criterios homogéneos en todo el territorio español, una rentabilidad adecuada al menor coste posible para el Sistema. Entre las principales novedades destacan:

• Se retribuirá la inversión de los activos en servicio no amortizados, considerando el valor neto de los mismos y una tasa de retribución financiera referenciada a las Obligaciones del Estado a diez años incrementado en 200 puntos básicos además de la operación y el mantenimiento de los activos.
• Se retribuirán los costes necesarios para ejercer la actividad de distribución como las lecturas de contadores, la contratación, la facturación de peajes de acceso y gestión de impagos, la atención telefónica a los clientes conectados a sus redes, las tasas de ocupación de la vía pública, y los costes de estructura.
• Se incluyen incentivos y penalizaciones a la mejora de la calidad de suministro, a la reducción de las pérdidas en las redes de distribución, así como un nuevo incentivo a la reducción del fraude.
• El sobrecoste derivado de normativas autonómicas o locales específicas no será sufragado por la tarifa eléctrica.
• El devengo y el cobro de la retribución de las instalaciones puestas en servicio el año n se iniciará desde el 1 de enero del año n+2, reconociéndose un coste financiero.
• Se establecen mecanismos de control de la inversión. Así, se limita el volumen máximo de inversión autorizado a un total para el sector del 0,13% del Producto Interior Bruto (PIB). Las empresas distribuidoras presentarán al Ministerio de Industria, Energía y Turismo sus planes de inversión anuales y plurianuales para su aprobación, requiriendo igualmente informe favorable de las Comunidades Autónomas afectadas. Se establece también una limitación de desviaciones frente al estándar establecido, reconociendo sólo parcialmente el sobrecoste, que deberá estar debidamente justificado y auditado. Además, se minorará el volumen de inversión en caso de incumplimiento de los planes previstos y se establece la posibilidad de adelantar la construcción de una instalación, siempre que ésta estuviera prevista y que no sea a cargo del Sistema.

En la misma fecha ha sido igualmente publicado el Real Decreto 1047/2013, de 27 de diciembre, por el que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de transporte de energía eléctrica.

Respecto al resto de desarrollos pendientes, incluyen, entre otros aspectos, la posibilidad de cierre temporal de instalaciones (hibernación) bajo estrictos criterios de garantía de seguridad de suministro, medidas para disminuir el coste de producción eléctrica en los Sistemas Eléctricos Extrapeninsulares e Insulares (SEIE) o el establecimiento de incentivos para el desarrollo de las energías renovables en Islas Canarias y Baleares. En relación con los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE), la propuesta de Real Decreto en tramitación establece un esquema similar al actual, si bien se modifican determinados aspectos de los costes con la finalidad de mejorar la eficiencia del Sistema; la metodología planteada sería de aplicación desde 2014, contemplándose un período transitorio para 2012 y 2013; igualmente, se desarrollan o recogen aspectos ya contenidos en la Ley 17/2013, de 29 de octubre, para la garantía de suministro e incremento de la competencia en estos sistemas, antes mencionada.

Tarifa eléctrica para 2013.

Tras la celebración de la correspondiente subasta, la Resolución de 27 de diciembre de 2012 de la Dirección General de Política Energética y Minas revisó la Tarifa de Último Recurso (TUR) para el primer trimestre de 2013, incrementándola un 3%.

Con fecha 16 de febrero de 2013 se publicó la Orden IET/221/2013, de 14 de febrero, por la que se establecieron los peajes de acceso desde el 1 de enero de 2013. Dicha Orden mantuvo los peajes de acceso sin cambios respecto a los que estaban vigentes previamente. Igualmente, incluyó otros aspectos, como la posibilidad de ceder al Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico (FADE) el desajuste del ejercicio 2012 conforme al importe que resulte de la liquidación de actividades reguladas 14/2012, o la inclusión en las liquidaciones de actividades reguladas de 2012 de cuantías de la compensación extrapeninsular de 2011 y 2012 no financiadas por Presupuestos Generales del Estado.

Tras la celebración de la correspondiente subasta, la Resolución de 25 de marzo de 2013 de la Dirección General de Política Energética y Minas revisó la Tarifa de Último Recurso (TUR) para el segundo trimestre de 2013, reduciéndola un 6,6%.

Del mismo modo, la Resolución de 26 de junio de 2013 de la Dirección General de Política Energética y Minas revisó la Tarifa de Último Recurso (TUR) para el tercer trimestre de 2013, incrementándola en un 1,3%.

En cumplimiento con el mandato establecido en el Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, antes citado, con fecha 3 de agosto de 2013 se publicó la Orden IET/1491/2013, de 1 de agosto, por la que se revisaron los peajes de acceso, incrementándolos un 6,8% de media. Se revisó igualmente la Tarifa de Último Recurso (TUR), resultando un aumento del 3,1%.

Finalmente, y tras la celebración de la correspondiente subasta, la Resolución de 24 de septiembre de 2013 de la Dirección General de Política Energética y Minas revisó la Tarifa de Último Recurso (TUR) para el cuarto trimestre de 2013, incrementándola en torno a un 3%.

Por otro lado, con fecha 14 de enero de 2013 se publicó en el Boletín Oficial del Estado el Real Decreto 1718/2012, de 28 de diciembre, por el que se determina el procedimiento para realizar la lectura y facturación de los suministros de energía en baja tensión con potencia contratada no superior a 15 kW. De acuerdo con este Real Decreto, la facturación para los clientes acogidos a la Tarifa de Último Recurso (TUR) se realiza de forma bimestral desde el 1 de abril de 2013, basada en lecturas reales.

A 31 de diciembre de 2013, la insuficiencia de las tarifas de acceso devengadas durante 2013 para hacer frente a los costes del Sistema Eléctrico ha generado un déficit de ingresos de las actividades reguladas del que a ENDESA le ha correspondido financiar el 44,16% por importe de 1.979 millones de euros. Adicionalmente, durante este período se ha generado un déficit extrapeninsular de 905 millones de euros por el ejercicio 2013 correspondiendo la mayor parte de este importe a compensaciones que, conforme al Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, iban a ser financiadas por los Presupuestos Generales del Estado pero que, finalmente y conforme a lo establecido en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, serán financiadas con cargo a los peajes de acceso de 2013, aspecto que ha quedado recogido en la Orden IET/107/2014, de 31 de enero, de revisión de peajes para 2014.

Tarifa eléctrica para 2014.

El pasado 19 de diciembre de 2013 se celebró la vigesimoquinta subasta CESUR (Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso) para la determinación del coste de la energía a integrar en el cálculo del Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), que sustituye a la actual Tarifa de Último Recurso (TUR). Tras la subasta, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) emitió con fecha 20 de diciembre un pronunciamiento en el que declaraba que no procedía validar los resultados de la subasta por la concurrencia de circunstancias atípicas durante su desarrollo y por haberse realizado en un contexto energético considerado no extrapolable al primer trimestre de 2014. En consecuencia, y de acuerdo con lo establecido en la normativa, la subasta ha quedado anulada a todos los efectos.

De acuerdo con ello, mediante Resolución de 20 de diciembre de 2013, de la Secretaría de Estado de Energía, se ha establecido que el precio resultante de la vigesimoquinta subasta CESUR (Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso) no debe ser considerado en la determinación del coste estimado de los contratos mayoristas, al haber quedado anulada a todos los efectos.

Con fecha 28 de diciembre de 2013 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado el Real Decreto Ley 17/2013, de 27 de diciembre, por el que se determina el precio de la energía eléctrica en los contratos sujetos al Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) en el primer trimestre de 2014. Este Real Decreto Ley ha fijado los precios de los productos base y punta necesarios para el cálculo del coste de la energía a incluir en el Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) considerando las referencias de precios públicos del Operador del Mercado Ibérico a Plazo (OMIP) correspondientes a la cotización de los contratos Q1-14 en base y en punta en los seis últimos meses de negociación disponibles a fecha de aprobación del Real Decreto Ley 17/2013, de 27 de diciembre. Fruto de ello, ha resultado una modificación del Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) a partir del 1 de enero de 2014, considerando constantes los peajes, del 1,4%, que ha sido aprobado mediante Resolución de 30 de diciembre de 2013. Por otro lado, el Real Decreto Ley 17/2013, de 27 de diciembre, establece igualmente que se reconocerán a los comercializadores de referencia los desvíos entre los precios en él establecidos y el precio del mercado, que serán incorporados en el cálculo del Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) del trimestre siguiente.

Con fecha 1 de febrero se ha publicado la Orden IET/107/2014, de revisión de peajes de acceso para 2014, que se incrementan de media desde el 1 de febrero en torno a un 2%. Esta Orden contempla una anualidad para la recuperación del déficit previsto para 2013, así como la inclusión con cargo a los peajes de acceso de 2013 de la compensación de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) de dicho ejercicio que no son financiados finalmente por los Presupuestos Generales del Estado, todo ello conforme a lo establecido en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. Del mismo modo, se ha revisado el Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), de modo que su incremento medio tras el Real Decreto Ley 17/2013, de 29 de octubre, y la Orden IET/107/2014, de 31 de enero, respecto a los vigentes a 31 de diciembre de 2013, es de un 2% aproximadamente.

Tarifa de gas natural para 2013.

La Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre, revisó los peajes de acceso a partir de 1 de enero, habiendo sido el incremento general de los mismos del 1%, y la Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de 28 de diciembre de 2012 aprobó una reducción de la TUR.1 y TUR.2 del 2,5% y 3,7%, respectivamente.

Tarifa de gas natural para 2014.

La Orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre, ha revisado los peajes de acceso a partir de 1 de enero, siendo el incremento general de los mismos en torno al 2%, habiéndose mantenido sin cambios relevantes las Tarifas de Último Recurso, aprobadas mediante Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de 26 de diciembre de 2012.

Ingresos: 21.512 millones de euros.

Los ingresos del Negocio en España y Portugal se situaron en 21.512 millones de euros en el ejercicio 2013, con una disminución del 7,1% respecto del ejercicio anterior.

De esta cifra, 20.494 millones de euros corresponden a la cifra de ventas (-7,0%) y 1.018 millones de euros a otros ingresos de explotación (-8,9%).

Ventas.

El detalle del epígrafe de "Ventas" del Negocio en España y Portugal del ejercicio 2013 es como sigue:

Ventas del Negocio en España y Portugal
	Millones de Euros
	2013	2012	Diferencia	Var.
Ventas de Electricidad	15.244	17.019	(1.775)	(10,4)
Ventas Mercado Liberalizado	7.761	7.881	(120)	(1,5)
Ventas Comercializadora Ultimo Recurso	3.993	4.841	(848)	(17,5)
Ventas Mercado Mayorista	965	1.283	(318)	(24,8)
Comercialización a Clientes de Mercados Liberalizados fuera de España	895	822	73	8,9
Compensaciones Extrapeninsulares	1.537	1.954	(417)	(21,3)
Trading de Electricidad	13	76	(63)	(82,9)
Resto de Ventas	80	162	(82)	(50,6)
Ingresos Regulados de Distribución de Electricidad	2.001	2.025	(24)	(1,2)
Comercialización de Gas	2.042	1.929	113	5,9
Otras Ventas y Prestación de Servicios	1.207	1.055	152	14,4
TOTAL	20.494	22.028	(1.534)	(7,0)

Ventas de electricidad.

La producción eléctrica de ENDESA en España y Portugal fue de 70.542 GWh en el ejercicio 2013 lo que supone una reducción del 9,9% respecto al ejercicio 2012. De esta cifra, 68.514 GWh corresponden a España (-9,9%), 1.176 GWh a Portugal (-13,5%) y 852 GWh al resto del segmento (-8,4%).

La producción eléctrica peninsular en el ejercicio 2013 fue de 56.179 GWh, un 10,3% menor que la del ejercicio 2012 debido al fuerte descenso de la producción, tanto de las centrales de carbón (- 26,7%), como de los ciclos combinados (-62,2%), que se ha compensado, sólo en parte, por el incremento de la hidráulica (+77,8%). Por su parte, la producción nuclear también ha descendido un 3,7% como consecuencia del cese de explotación de la Central Nuclear de Santa María de Garoña.

Las tecnologías nuclear e hidroeléctrica representaron el 63,2% del "mix" de generación peninsular de ENDESA en régimen ordinario (51,6% en el ejercicio 2012), frente al 55,7% del resto del sector (44,1% en el ejercicio 2012).

La producción de ENDESA en los sistemas extrapeninsulares fue de 12.335 GWh, con un descenso del 7,9% respecto del ejercicio 2012.

Comercialización a clientes del mercado liberalizado.

El número de clientes de ENDESA en el mercado liberalizado era de 3.802.064 (+33,9%) al término del ejercicio 2013: 3.635.862 (+33,9%) en el mercado peninsular español y 166.202 (+35,1%) en mercados liberalizados europeos fuera de España.

Las ventas de ENDESA al conjunto de estos clientes ascendieron a un total de 74.209 GWh en el ejercicio 2013, con una disminución del 3,8%.

Las ventas en el mercado liberalizado español fueron de 7.761 millones de euros, un 1,5% inferiores a las ejercicio 2012.

A su vez, los ingresos por ventas a clientes de mercados liberalizados europeos fuera de España fueron de 895 millones de euros, un 8,9% superiores a las del ejercicio 2012.

Ventas Comercializadora de Último Recurso.

Durante el ejercicio 2013 ENDESA ha vendido 21.913 GWh a través de su sociedad Comercializadora de Último Recurso, un 14,5% menos que durante el ejercicio 2012 como consecuencia del paso de clientes acogidos a la Tarifa de Último Recurso (TUR) al mercado liberalizado.

Estas ventas han supuesto un ingreso de 3.993 millones de euros en el ejercicio 2013, un 17,5% inferior al del ejercicio 2012.

Distribución de electricidad.

ENDESA distribuyó 112.031 GWh en el mercado español durante el ejercicio 2013, un 2,9% menos que en el ejercicio 2012.

Los ingresos regulados de la actividad de distribución durante 2013 han ascendido a 2.001 millones de euros, con una reducción del 1,2% respecto de los registrados en 2012. Para analizar esta evolución hay que tener en cuenta los siguientes aspectos:

• La base de comparación de los ingresos registrados en el ejercicio 2012 incorporaba la reducción de la retribución de la distribución que se aplicó desde el 1 de enero de 2012 de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto Ley 13/2012, de 30 de marzo, y que supuso que los ingresos regulados de la actividad de distribución de 2012 se redujeran en un 9,6% respecto de los registrados en el mismo período de 2011.
• Durante el primer semestre de 2013 los ingresos registrados por la actividad de distribución aumentaron un 6,6% respecto de los del mismo semestre de 2012.
• Los ingresos registrados durante el segundo semestre de 2013 han disminuido un 14,2% como consecuencia fundamentalmente de la reducción de la retribución de distribución aplicable desde el 14 de julio de 2013 de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio.

Por lo tanto, como consecuencia de la aplicación de los Reales Decretos Ley 13/2012, de 30 de marzo, y 9/2013, de 12 de julio, los ingresos regulados de distribución del segundo semestre de 2013, que ya incorporan el impacto de ambos Reales Decretos Ley, se han reducido un 17,5% respecto de los que se registraron en el mismo período de 2011.

Comercialización de gas.

ENDESA ha vendido 57.334 GWh a clientes en el mercado liberalizado de gas natural en el ejercicio 2013, lo que supone un aumento del 1,6% respecto del total de ventas de gas del ejercicio 2012.

En términos económicos, los ingresos por ventas de gas en el mercado liberalizado fueron de 2.042 millones de euros, con un aumento del 5,9%.

Otros ingresos de explotación.

Los "Otros Ingresos de Explotación" del ejercicio 2013 han disminuido en 100 millones de euros respecto del ejercicio anterior.

El epígrafe de "Otros Ingresos de Explotación" del ejercicio 2012 incluía 157 millones de euros por la imputación como ingreso de la parte de los derechos de emisión de CO² asignados a ENDESA en el marco del Plan Nacional de Asignación (PNA) por las emisiones realizadas a lo largo del ejercicio 2012. Con la Ley 13/2010, de 5 de julio, a partir del ejercicio 2013 han desaparecido los Planes Nacionales de Asignación (PNA) no recogiéndose, en consecuencia, ningún importe por este concepto en el ejercicio 2013.

Costes de explotación.

La distribución de los costes de explotación del Negocio en España y Portugal del ejercicio 2013 fue la siguiente:

Costes de Explotación del Negocio en España y Portugal
	Millones de Euros
	2013	2012	Diferencia	% Var.
Aprovisionamientos y Servicios	15.951	16.933	(982)	(5,8)
Compras de Energía	5.274	5.848	(574)	(9,8)
Consumo de Combustibles	2.817	3.052	(235)	(7,7)
Gastos de Transporte de Energía	6.106	6.530	(424)	(6,5)
Otros Aprovisionamientos y Servicios	1.754	1.503	251	16,7
Personal	1.043	1.078	(35)	(3,2)
Otros Gastos de Explotación	1.343	1.450	(107)	(7,4)
Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro	1.626	1.798	(172)	(9,6)
TOTAL	19.963	21.259	(1.296)	(6,1)

Aprovisionamientos y servicios (costes variables).

Los costes por aprovisionamientos y servicios (costes variables) del ejercicio 2013 han ascendido a 15.951 millones de euros, con una reducción del 5,8% respecto del ejercicio anterior.

Este epígrafe incluye 664 millones de euros correspondientes al impacto negativo de algunas de las medidas aprobadas en la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, cuya entrada en vigor ha tenido lugar en el ejercicio 2013.

A pesar del impacto negativo de la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, mencionado en el párrafo anterior, los costes variables han disminuido como consecuencia, fundamentalmente, de la reducción del 9,8% en las compras de energía, que se situaron en 5.274 millones de euros debido al menor precio medio de compra, y a la reducción del 7,7% en el consumo de combustibles, que se situó en 2.817 millones de euros debido a la menor producción térmica del período. Por otra parte, el coste de los derechos de emisión de CO2 consumidos durante el período, que se incluye en el epígrafe "Otros Aprovisionamientos y Servicios" ha sido 137 millones de euros inferior al del ejercicio 2012 como consecuencia, tanto de la reducción de la generación eléctrica con tecnologías emisoras de CO2, como del precio de mercado de los derechos de emisión. Esta reducción del coste se compensa con los 157 millones de euros de reducción del ingreso registrado por la imputación a los resultados del ejercicio 2012 de los derechos de emisión de CO² recibidos gratuitamente de acuerdo con el Plan Nacional de Asignación (PNA).

Por último, durante el ejercicio 2013, se ha registrado en este epígrafe un menor gasto por la retrocesión del coste de 102 millones de euros registrado entre los ejercicios 2009-2011 por el Bono Social de acuerdo al Auto del Tribunal Supremo que hace extensible a ENDESA y al resto de empresas generadoras en régimen ordinario la Sentencia dictada por dicho Tribunal con fecha 7 de febrero de 2012 declarando la nulidad de la asunción del coste del Bono Social por las sociedades generadoras de electricidad.

Gastos de personal y otros gastos de explotación (costes fijos).

Los costes fijos ascendieron a 2.386 millones de euros en el ejercicio 2013, con una reducción de 142 millones de euros (-5,6%) respecto al ejercicio 2012 como consecuencia de la política de reducción de costes implantada.

Los "Gastos de personal" se situaron en 1.043 millones de euros, con una disminución del 3,2% a pesar de incorporar costes asociados a la reducción de plantilla. Para analizar esta variación hay que tener en cuenta la variación de 23 millones de euros en los costes de personal de carácter no recurrente, que incluyen 57 millones de mayores indemnizaciones y 34 millones de euros de menores costes por actualización de las provisiones por expedientes de regulación de empleo. Sin tener en consideración los mismos, los costes de personal de carácter recurrente disminuyeron un 5,4% como consecuencia de la contención salarial y de la reducción del 3,7% en la plantilla media de este Negocio.

Por lo que respecta a los "Otros gastos de explotación", se situaron en 1.343 millones de euros, lo que supone una disminución de 107 millones de euros (-7,4%) debido a la política de reducción de costes implantada.

Amortizaciones y pérdidas por deterioro.

Las amortizaciones y pérdidas por deterioro ascendieron a 1.626 millones de euros en el ejercicio 2013, con una disminución de 172 millones de euros (-9,6%) respecto al ejercicio 2012.

En el ejercicio 2012 este epígrafe incluía los saneamientos realizados sobre los activos correspondientes a la Central Nuclear Santa María de Garoña y los activos de Empresa Carbonífera del Sur, S.A.U. por importes de 60 y 66 millones de euros, respectivamente, así como la dotación por deterioro de los activos de Irlanda por importe de 67 millones de euros.

Resultado financiero neto: 100 millones de euros.

El resultado financiero neto del ejercicio 2013 supuso un coste de 100 millones de euros, 161 millones de euros menos que en el ejercicio 2012.

Esta variación se compone de una reducción de 128 millones de euros en los gastos financieros netos y una reducción de 33 millones de euros en las diferencias de cambio netas, que han pasado de un gasto de 5 millones de euros en el ejercicio 2012 a un ingreso de 28 millones de euros en el ejercicio 2013.

Con respecto a los gastos financieros netos, la evolución de los tipos de interés a largo plazo producida, tanto en el ejercicio 2013 como en el ejercicio 2012, ha supuesto una actualización en las provisiones para hacer frente a las obligaciones derivadas de los expedientes de regulación de empleo en vigor por importe de 11 millones de euros, positivos, en el ejercicio 2013 y 76 millones de euros, negativos, en el ejercicio 2012.

Aislando dicho impacto, los gastos financieros netos se habrían reducido en 41 millones de euros (- 22,8%), como consecuencia del menor coste medio de financiación y de la reducción de deuda durante el período.

Inversiones brutas: 933 millones de euros.

Las inversiones brutas del Negocio en España y Portugal fueron de 933 millones de euros en el ejercicio 2013 según el siguiente detalle:

Inversiones del Negocio en España y Portugal
	Millones de Euros
	2013	2012	% Var.
Generación	267	420	(36,4)
Distribución y Transporte	509	840	(39,4)
Otros	5	5	-
TOTAL MATERIAL	781	1.265	(38,3)
Inmaterial (1)	95	102	(6,9)
Financiera	57	46	23,9
TOTAL (2)	933	1.413	(34,0)

(1) Excluyendo los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO2), "Certified Emissions Reductions" (CERs) y "Emission Reductions Unit" (ERUs).

(2) En el ejercicio 2012, no incluía inversiones en activos no corrientes mantenidos para la venta y de actividades interrumpidas por importe de 73 millones de euros, ni la adquisición de la cartera de clientes de gas en la Comunidad de Madrid por importe de 34 millones de euros.

En el Negocio en España y Portugal, las inversiones brutas de generación del ejercicio 2013 se corresponden en su mayor parte con inversiones recurrentes en las plantas. Por lo que respecta a las inversiones brutas de distribución, corresponden a extensiones de la red, así como a inversiones destinadas a optimizar el funcionamiento de la misma, con el fin de mejorar la eficiencia y el nivel de calidad del servicio. Asimismo, incluyen la inversión en la instalación masiva de contadores inteligentes de telegestión y los sistemas para su operación.

2.2.2. Negocio en Latinoamérica.

Beneficio neto del Negocio en Latinoamérica: 703 millones de euros.

El beneficio neto del Negocio en Latinoamérica de ENDESA en el ejercicio 2013 se situó en 703 millones de euros, lo que supone un aumento del 12,7% con respecto al ejercicio 2012, siendo su contribución al resultado neto total de ENDESA igual al 37,4%.

Por su parte, el resultado bruto de explotación (EBITDA) ha sido de 3.443 millones de euros lo que supone un aumento del 7,3% respecto del ejercicio 2012. El resultado de explotación (EBIT) se ha situado en 2.651 millones de euros, un 9,5% superior al del ejercicio 2012.

Estos aumentos se deben, fundamentalmente, a la aprobación el 7 de mayo de 2013 de la Resolución 250/2013 emitida por la Secretaría de Energía de la República Argentina que ha reconocido a Empresa Distribuidora Sur, S.A. el ingreso por los costes no trasladados a tarifa desde 2007 hasta febrero de 2013, en aplicación del ajuste del Mecanismo de Monitoreo de Costos (MMC). Con esta medida regulatoria, Empresa Distribuidora Sur, S.A. ha registrado un aumento de sus ingresos operativos en 2013 por importe de 293 millones de euros más 40 millones de euros en concepto de ingreso financiero neto, con un impacto sobre el resultado neto de 94 millones de euros.

Por otra parte, esta mejora en los ingresos se ha visto parcialmente compensada por los sobrecostes soportados por las compañías de distribución de Brasil durante el período en la adquisición de la energía, que no han podido ser recuperados en su totalidad a través de las medidas extraordinarias adoptadas por el Gobierno brasileño para compensar, de forma inmediata, a los distribuidores del efecto de esta situación excepcional.

La compensación por dichos sobrecostes conforme al Decreto Presidencial 7.945/2013 ha ascendido a 189 millones de euros frente a unos sobrecostes soportados hasta el 31 de diciembre de 2013 de 252 millones de euros. Por tanto, el importe no cubierto por las medidas extraordinarias establecidas por el Gobierno brasileño ha ascendido a 63 millones de euros, que serán recuperados por las compañías distribuidoras de la forma habitual establecida por la regulación eléctrica brasileña, es decir, mediante su incorporación en futuras revisiones tarifarias.

Asimismo, los resultados de este Negocio se han visto impactados negativamente por la significativa devaluación de las monedas locales en que las sociedades desarrollan su actividad respecto del euro, que ha supuesto una disminución de 349 millones de euros sobre el resultado bruto de explotación (EBITDA), respecto al que hubiese resultado de haberse mantenido los tipos de cambio similares a los de 2012.

Indicadores clave.

El entorno económico de los países en los que operan las compañías de ENDESA se ha caracterizado por el crecimiento de la demanda de electricidad durante el ejercicio 2013, habiéndose producido aumentos de la demanda en Perú (+5,9%) y Chile (+4,3% en el SIC y +3,8% en el SING), Argentina (+3,8%), Brasil (+3,5%) y Colombia (+3,2%).

En ese entorno, las ventas de distribución de las compañías de ENDESA, sin incluir peajes y consumos no facturados, se situaron en 61.512 GWh, con un incremento del 3,0% respecto del ejercicio 2012, habiéndose registrado aumentos en Brasil (+4,4%), Chile (+4,4%), Perú (+2,7%), Argentina (+1,3%) y Colombia (+1,0%).

Por lo que respecta al negocio de generación de ENDESA, la producción de electricidad ha disminuido en un 2,0%, alcanzando los 61.885 GWh, habiéndose producido reducciones en Perú (-7,6%), Colombia (-4,1%), Brasil (-3,6%) y Chile (-1,6%) y, habiendo aumentado únicamente en Argentina (+3,4%).

Generación y ventas de electricidad del Negocio en Latinoamérica
	Generación (GWh)			Distribución (GWh)
	2013	% Var.2012	2013	% Var.2012
Argentina	15.743	3,4	14.953	1,3
Brasil	4.992	(3,6)	18.799	4,4
Chile	19.874	(1,6)	13.030	4,4
Colombia	12.747	(4,1)	8.274	1,0
Perú	8.529	(7,6)	6.456	2,7
TOTAL	61.885	(2,0)	61.512	3,0

Márgenes unitarios.

El margen unitario de la actividad de generación ha aumentado un 8,3%, situándose en 29,8 €/MWh. Durante el ejercicio 2013 se han producido mejoras en Argentina (+32,7%), Chile (+25,2%), Perú (+9,4%) y Colombia (+2,2%), que han compensado la reducción en el margen unitario de generación de Brasil (-9,3%).

Por lo que se refiere al margen unitario de la actividad de distribución del ejercicio 2013, se situó en 34,7 €/MWh, con un aumento del 0,2% respecto del ejercicio 2012, como consecuencia de la variación de Argentina (+125,0%) debido al reconocimiento puntual del Mecanismo de Monitoreo de Costos (MMC) desde 2007. En el resto de países, el margen unitario de la actividad de distribución ha disminuido: Brasil (-18,4%), Colombia (-8,1%), Perú (-8,1%), y Chile (-6,8%).

Desarrollo de nueva capacidad.

En relación a la construcción de la central hidráulica de El Quimbo en Colombia (400 MW), durante 2013 se han continuado gestionando los acuerdos sociales y contractuales que permitirán ejecutar los trabajos en el embalse. Se están cerrando los acuerdos con la población residente y no residente de la zona del embalse que será relocalizada, y se ha iniciado la ejecución del contrato de reconstrucción de las vías sustitutivas de la zona de embalse. Lo anterior ha permitido continuar enfocándose en los trabajos de movimiento de tierra para terminar los rellenos de la presa.

Por lo que se refiere al Proyecto térmico de Talara en Perú (183 MW), el 11 de julio de 2013 se puso en operación comercial la planta.

Aspectos Regulatorios.

La información relativa a la regulación del Negocio en Latinoamérica se incluye en la Nota 4 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas.

Desde el punto de vista regulatorio, las principales novedades del período son las siguientes:

Argentina.

El 26 de marzo de 2013 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 95/2013, que estableció un nuevo marco regulatorio para la generación eléctrica, basado en un esquema que paga los costes fijos, los costes variables y contempla una remuneración adicional. El nuevo marco regulatorio establece también que la gestión de los combustibles y la gestión del mercado a término es responsabilidad de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), una vez vencidos los contratos vigentes.

En el ámbito de la distribución, el 7 de mayo de 2013 se aprobó la Resolución 250/2013 de la Secretaría de Energía que reconoce los ingresos correspondientes a los costes no trasladados a tarifa desde 2007 hasta febrero de 2013 en aplicación del Mecanismo de Monitoreo de Costos (MMC) permitiendo realizar la compensación de estos ingresos con los importes ya percibidos por el Programa de Uso Racional de Energía Eléctrica (PUREE) y con otras obligaciones con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA). En desarrollo de esta Resolución, el 6 de noviembre de 2013, la Secretaría de Energía publicó la Nota 6852 en la que autoriza a Empresa Distribuidora Sur, S.A. a realizar la compensación del Mecanismo de Monitoreo de Costos (MMC) con deudas generadas a partir del Programa de Uso Racional de Energía Eléctrica (PUREE) para el período marzo-septiembre de 2013.

Por último, durante todo el año 2013 ha seguido vigente y se ha ido prorrogando la figura del "veedor" en Empresa Distribuidora Sur, S.A., que fue designado originariamente mediante Resolución del Ente Regulador del Sector Eléctrico (ENRE) 183/2012. Originariamente la veeduría ha ido recayendo en la persona del Vicepresidente del Ente Regulador del Sector Eléctrico (ENRE). Sin embargo, la Resolución del Ente Regulador del Sector Eléctrico (ENRE) 31/2014 le releva en el cargo y designa a su Presidente como nuevo veedor por 90 días hábiles prorrogables hasta el 19 de junio de 2014.

Brasil.

El 14 de enero de 2013 se promulgó la Ley 12.783 de conversión de la Medida Provisoria 579 aprobada en septiembre 2012, que define los términos sobre la renovación de las concesiones y la reducción de las tarifas por eliminación de gravámenes sectoriales. En cumplimiento de dicha Ley, el 25 de enero de 2012 el regulador brasileño, la Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), aprobó una revisión tarifaria extraordinaria con un porcentaje de reducción promedio del 20% de las tarifas para los clientes regulados, como resultado, de una parte, del menor coste de la energía derivado de la renovación de las concesiones de generación y transmisión y, de otra parte, de la reducción de los cargos tarifarios.

El 8 de marzo de 2013 se publicó en el Diario Oficial el Decreto Presidencial 7.945/2013, que autoriza el traspaso de recursos del Gobierno hacia las distribuidoras para el pago de parte de los costes adicionales que están soportando las sociedades distribuidoras derivados del despacho de generación térmica y de la exposición contractual en el mercado spot. Respecto a los costes adicionales que no recibirán la compensación inmediata del Gobierno, éstos serán recuperados a través de la tarifa tal y como prevé la reglamentación. Igualmente, estos costes adicionales podrán ser recibidos también a través de la tarifa o por nuevos traspasos de recursos, según definición de la Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), en los respectivos reajustes tarifarios.

El 11 de marzo de 2013 la Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), con carácter extraordinario, aprobó la postergación hasta el 15 de abril 2013 del reajuste tarifario de Ampla Energia e Serviços, S.A., inicialmente previsto para el 15 de marzo. Las nuevas tarifas vigentes desde el 15 de abril de 2013 suponen un incremento promedio del Valor Agregado de Distribución (margen de distribución) (VAD) del 7,8%.

Por su parte, el 19 de abril de 2013 la Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprobó definitivamente el índice anual de reajuste tarifario de la Companhia Energética do Ceará, S.A. Las nuevas tarifas, vigentes a partir del 22 de abril de 2013, contemplan un aumento promedio del Valor Agregado de Distribución (VAD) del 5,5%.

El 23 de julio de 2013, la Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprobó la Resolución Normativa 570/2013 que establece los requisitos y procedimientos para la creación del proveedor minorista de electricidad. Según la norma, los comercializadores o los generadores pueden ser representantes de los agentes que contraten su demanda en el mercado de contratación libre, y también de los agentes generadores de potencia menor o igual a 50 MW que no tengan contratos de comercialización en el mercado regulado y/o en el mercado de reserva. La norma es un avance en la ampliación del mercado de la energía libre, que representa hoy el 27% del consumo nacional.

Además, el 13 de agosto de 2013 la Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprobó la Resolución Normativa 572/2013, que establece un nuevo procedimiento para la concesión de la tarifa social de electricidad. Según este nuevo procedimiento, los distribuidores deben comprobar si el cliente de baja renta está inscrito en un programa social del Gobierno Federal.

Por último, el 12 de diciembre de 2013, la Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) decidió ampliar hasta finales de 2014 el período de prueba del nuevo sistema de tarifas, denominado banderas tarifarias. La propuesta del sistema de bandera tarifarias (verde, amarilla y roja) responde a cambios mensuales en las tarifas de energía aplicadas a los clientes para señalar aumentos en los costes de compra de energía. La propuesta inicial era que el sistema entrase en vigor en 2014, pero la Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) decidió postergar un año para mejorar el ajuste normativo.

Chile.

El 2 de abril de 2013 se publicó en el Diario Oficial el Decreto que establece las fórmulas tarifarias aplicables a los usuarios regulados de Chilectra, S.A. El Decreto prevé una rebaja efectiva de las tarifas del 4,5%, principalmente debido a ganancias de eficiencia, entre otros aspectos. Las nuevas tarifas son de aplicación retroactiva desde el 4 de noviembre de 2012.

Además, con fecha 9 de abril de 2013 se publicó el Decreto que establece las tarifas de subtransmisión aplicables también a Chilectra, S.A., que se encontraba pendiente. Las nuevas tarifas no tienen impacto y son de aplicación retroactiva desde el 1 de enero de 2011.

El 19 de agosto de 2013 se publicó un nuevo Reglamento del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental. Esta normativa actualiza y corrige algunos procedimientos para evaluar los proyectos de inversión con el fin de realizar una evaluación pertinente en etapas tempranas del Proyecto, mejora los plazos reglamentarios en materia ambiental y limita a dos el número de veces que la autoridad puede solicitar información al titular del Proyecto.

El 14 de octubre de 2013 fue publicada en el Diario Oficial la Ley 20.701, que tiene por objeto agilizar la tramitación de las concesiones eléctricas. La nueva Ley simplifica el proceso de concesión provisional, acorta los tiempos de tramitación, precisa las posibles observaciones y oposiciones a los proyectos, modifica el proceso de notificaciones, establece procedimientos judiciales sumarios, introduce la posibilidad de dividir la solicitud de concesiones, modifica el procedimiento de tasación de los inmuebles y soluciona los conflictos entre diferentes tipos de concesión.

El 22 de octubre de 2013 fue publicada la denominada Ley 20.698, que modifica la Ley 20.257 de incentivo del uso de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC). La nueva normativa aprobada establece para el año 2025 una cuota obligatoria de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) del 20% sobre la matriz eléctrica, respetando la senda de retiros contemplada en la Ley anterior para los contratos vigentes a julio de 2013, es decir, para los contractos firmados entre 2007 y julio de 2013, el objetivo es del 10% en 2024, mientras que para aquellos firmados después será del 20% en 2025.

Perú.

El 16 de octubre de 2013 el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN) publicó la Resolución 203/2013 que fija las tarifas de distribución de Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. para el período noviembre 2013 a octubre 2017. La Resolución contempla un incremento del Valor Agregado de Distribución (VAD) de Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte, S.A.A. del 1,2% respecto al Valor Agregado de Distribución (VAD) vigente anterior.

El Congreso de la República, a través de la Ley N° 30115, Ley de Equilibrio Financiero del Presupuesto del Sector Público para el año Fiscal 2014, publicada el 2 de diciembre de 2013, aprobó la prórroga de la vigencia del Decreto de Urgencia N° 049-2008 hasta el 31 de diciembre de 2016. Dicho Decreto estableció que, a partir del 1 de enero de 2009, los costes marginales serían determinados considerando que no existe restricción de producción o transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad, y dispuso que la diferencia entre los costes variables de operación en que incurriesen las centrales que operasen con costes variables superiores a los costes marginales serían cubiertos por la demanda mediante un cargo adicional en el peaje de transmisión.

Operaciones Corporativas.

Ampliación de capital de Enersis, S.A.

Con fecha 20 de diciembre de 2012, la Junta Extraordinaria de Accionistas de Enersis, S.A. aprobó un aumento de capital en dicha sociedad por un total de 16.441.606.297 acciones a un precio de 173 pesos chilenos por acción, que fue suscrito en su totalidad el pasado 28 de marzo de 2013, por un importe total equivalente a 4.562 millones de euros, de los cuales 1.796 millones de euros han correspondido a la aportación en efectivo de accionistas minoritarios.

ENDESA suscribió la parte que le correspondía de la referida ampliación de capital mediante la aportación del 100% del capital social de Cono Sur Participaciones, S.L.U., sociedad propietaria de sus participaciones directas en la región, a excepción de las participaciones en la propia Enersis, S.A. y en Empresa Propietaria de la Red, S.A.

Como resultado de este aumento de capital, se han unificado en Enersis, S.A. todas las participaciones de ENDESA en Sudamérica y se ha dotado a dicha compañía de los recursos necesarios para llevar adelante un significativo plan de crecimiento y expansión en la región.

Con efectos 1 de julio de 2013, se ha producido la absorción por parte de Inversiones Sudamérica Ltda de Cono Sur Participaciones, S.L.U., procediéndose a la liquidación de ésta última. Posteriormente, con fecha 1 de octubre de 2013 se ha procedido a la liquidación de Inversiones Sudamérica Ltda habiendo quedado todas las participaciones aportadas por ENDESA a través de Cono Sur Participaciones, S.L.U. integradas directamente en Enersis, S.A. Estas operaciones no han supuesto efecto alguno sobre los Estados Financieros Consolidados de ENDESA.

Ampliación de capital de ENDESA Costanera, S.A.

Con fecha 5 de abril de 2013 la Asamblea de Accionistas de ENDESA Costanera S.A. resolvió aumentar el capital social por un importe de hasta 555 millones de pesos argentinos (equivalente a 76 millones de euros) y, en consecuencia, la emisión de hasta un total de 555 millones de nuevas acciones ordinarias escriturales de un valor nominal de un peso argentino por acción y con derecho a un voto por acción, de los cuales 17 millones de euros han correspondido a la aportación en efectivo de los accionistas minoritarios.

Esta operación de ampliación de capital culminó el pasado 21 de noviembre de 2013, habiéndose incrementado la participación de ENDESA desde un 69,76% a un 75,68%.

Oferta Pública Voluntaria de Adquisición de Acciones (OPA) sobre Companhia Energética do Ceará, S.A.

Con fecha 14 de enero de 2014 Enersis, S.A. presentó una Oferta Pública Voluntaria de Adquisición de Acciones (OPA) a un precio por acción de 49 reales brasileños, dirigida a los accionistas minoritarios de Companhia Energética do Ceará, S.A., sociedad distribuidora brasileña de electricidad ya controlada a través de ENDESA Brasil, S.A., que posee un 58,87% de las acciones emitidas por ésta.

Transcurrido el periodo de aceptación, que culminó el pasado 17 de febrero de 2014 con la preceptiva subasta, Enersis, S.A. ha adquirido 2.964.650 acciones ordinarias, 8.818.006 acciones preferentes Clase A y 424 acciones preferentes Clase B de la referida compañía por un importe total de 242 millones de dólares estadounidenses (aproximadamente 175 millones de euros), que fueron pagados el 20 de febrero de 2014.

En consecuencia, como resultado de la Oferta Pública Voluntaria de Adquisición de Acciones (OPA), Enersis, S.A. ha incrementado su participación en Companhia Energética do Ceará, S.A. en un 15,13%, de manera que su participación directa e indirecta en dicha sociedad a la fecha de formulación de este Informe de Gestión Consolidado es del 74,00%.

Adicionalmente, en virtud de los resultados de la subasta mencionada y atendiendo a la legislación y normativa brasileña, Enersis, S.A. ha prorrogado la vigencia de su Oferta para las acciones ordinarias de Companhia Energética do Ceará, S.A., por tres meses adicionales y en las mismas condiciones de precio.

Resultado bruto de explotación (EBITDA): 3.443 millones de euros.

El resultado bruto de explotación (EBITDA) del Negocio latinoamericano de ENDESA ascendió a 3.443 millones de euros en el ejercicio 2013, con un aumento del 7,3% respecto del ejercicio 2012.

El resultado bruto de explotación (EBITDA) presenta un impacto negativo de 349 millones de euros en comparación con el del ejercicio anterior debido a la evolución del tipo de cambio del euro en relación con las monedas locales de los países en los que opera.

A su vez, el resultado de explotación (EBIT) fue de 2.651 millones, un 9,5% superior al obtenido en el ejercicio 2012 (266 millones de euros de impacto negativo debido a la evolución del tipo de cambio del euro con las monedas locales).

La distribución de estos resultados entre los negocios en los que ENDESA desarrolla actividades es la siguiente:

EBITDA y EBIT del Negocio en Latinoamérica
	EBITDA (Millones de Euros)		EBIT (Millones de Euros)
	2013	2012	% Var.	2013	2012	% Var.
Generación y Transporte	1.835	1.695	8,3	1.466	1.317	11,3
Distribución	1.654	1.544	7,1	1.233	1.125	9,6
Otros	(46)	(30)	NA	(48)	(22)	NA
TOTAL	3.443	3.209	7,3	2.651	2.420	9,5

La distribución de estos resultados entre los países en los que ENDESA desarrolla actividades fue la que se indica a continuación:

EBITDA y EBIT del Negocio en Latinoamérica - Generación y Transporte
	EBITDA (Millones de Euros)		EBIT (Millones de Euros)
	2013	2012	% Var.	2013	2012	% Var.
Argentina	101	49	106,1	50	4	NA
Brasil	218	256	(14,8)	198	235	(15,7)
Chile	581	457	27,1	434	296	46,6
Colombia	610	602	1,3	553	541	2,2
Perú	257	249	3,2	183	182	0,5
TOTAL GENERACIÓN	1.767	1.613	9,5	1.418	1.258	12,7
Interconexión Brasil	68	82	(17,1)	48	59	(18,6)
Argentina
TOTAL GENERACIÓN Y TRANSPORTE	1.835	1.695	8,3	1.466	1.317	11,3
EBITDA y EBIT del Negocio en Latinoamérica – Distribución
	EBITDA (Millones de Euros) EBIT (Millones de Euros)
	2013	2012	% Var.	2013	2012	% Var.
Argentina	208	(61)	NA	185	(87)	NA
Brasil	566	678	(16,5)	358	491	(27,1)
Chile	268	272	(1,5)	215	217	(0,9)
Colombia	470	503	(6,6)	371	392	(5,4)
Perú	142	152	(6,6)	104	112	(7,1)
TOTAL DISTRIBUCIÓN	1.654	1.544	7,1	1.233	1.125	9,6

Generación y transporte.

Argentina.

El aumento de la producción (+3,4%) durante 2013 junto con el aumento de los márgenes unitarios (+32,7%) por la aplicación de la nueva regulación han producido un aumento en el resultado bruto de explotación (EBITDA) del 106,1% respecto a 2012 hasta 101 millones de euros.

El resultado de explotación (EBIT) del ejercicio ascendió a 50 millones de euros, con un aumento de 46 millones de euros respecto al ejercicio anterior.

Brasil.

La generación eléctrica total de las compañías participadas por ENDESA en Brasil se situó en 4.992 GWh en el ejercicio 2013, con una reducción del 3,6% respecto del ejercicio 2012, habiendo disminuido en la central de Cachoeira por peor hidrología.

La disminución en la actividad de generación y la caída en los márgenes unitarios (-9,3%) han provocado que el resultado bruto de explotación (EBITDA) del período se sitúe en 218 millones de euros (-14,8%). El resultado de explotación (EBIT) ha disminuido un 15,7%, situándose en 198 millones de euros.

Chile.

En el ejercicio 2013 el resultado bruto de explotación (EBITDA) de la actividad de generación en Chile ha aumentado en 124 millones de euros (+27,1%), hasta situarse en 581 millones de euros.

A pesar de las desfavorables condiciones hidrológicas en Chile, la generación eléctrica de las compañías participadas en dicho país sólo ha disminuido un 1,6%, hasta 19.874 GWh, en comparación con el año anterior debido al mayor despacho térmico por el inicio de la operación de la central Bocamina II. Esta circunstancia, junto con la mejora en el margen unitario (+25,2%) ha dado lugar al aumento del resultado bruto de explotación (EBITDA) antes mencionado.

El resultado de explotación (EBIT) del ejercicio ha aumentado en 138 millones de euros (+46,6%) con respecto al ejercicio anterior hasta situarse en 434 millones de euros.

Como consecuencia de los cargos formulados por la Superintendencia de Medioambiente de la República de Chile contra Empresa Nacional de Electricidad, S.A. debido a una serie de infracciones a la Resolución Exenta Nº 206, desde el 17 de diciembre de 2013 la Central Térmica Bocamina II se encuentra paralizada mientras se tramita el recurso de protección presentado contra la sociedad.

Colombia.

En Colombia, la menor producción del período por peor hidrología (-4,1%) ha sido compensada por el impacto favorable del aumento en el margen unitario (+2,2%).

El resultado bruto de explotación (EBITDA) y el resultado de explotación (EBIT) de la generación han aumentado en 8 y 12 millones de euros, respectivamente, en el ejercicio 2013 respecto al año anterior situándose en 610 y 553 millones de euros, respectivamente.

Perú.

La generación eléctrica total de las compañías participadas por ENDESA en Perú se situó en 8.529 GWh en el ejercicio 2013, con una reducción del 7,6% respecto del ejercicio 2012.

La menor producción del período ha sido compensada con el aumento en el margen unitario (+9,4%) que, junto con el importe registrado en relación con el siniestro de la unidad TG7 de Santa Rosa (29 millones de euros), han provocado un aumento del 3,2% en el resultado bruto de explotación (EBITDA), que se situó en 257 millones de euros, y del 0,5% en el resultado de explotación (EBIT), que ascendió a 183 millones de euros.

Interconexión entre Brasil y Argentina.

El resultado bruto de explotación (EBITDA) y el resultado de explotación (EBIT) obtenido durante el ejercicio 2013 han sido de 68 y 48 millones de euros, respectivamente, inferior en 14 y 11 millones de euros con respecto al ejercicio 2012.

El impacto negativo que presentan ambas magnitudes en comparación con el ejercicio anterior es debido en su mayor parte a la evolución del tipo de cambio del euro en relación con la moneda local.

Distribución.

Argentina.

La aplicación de la Resolución 250/2013 de la Secretaría de Energía aprobada el 7 de mayo de 2013 ha supuesto el registro de un ingreso por importe de 293 millones de euros. Este ingreso ha compensado la situación del resultado bruto de explotación (EBITDA) negativo en que se encontraba el Negocio de modo que el resultado bruto de explotación (EBITDA) del ejercicio 2013 se ha situado en 208 millones de euros, positivos, frente a 61 millones de euros, negativos, del ejercicio 2012.

No obstante, sin considerar este ingreso de 293 millones de euros, el resultado bruto de explotación (EBITDA) habría sido negativo por importe de 85 millones de euros, a pesar de que dicho importe incluye también el reconocimiento contemplado en la Nota 6852 de 6 de noviembre de 2013 de los costes no trasladados a tarifa hasta septiembre de 2013, en aplicación del ajuste del Mecanismo de Monitoreo de Costos (MMC) por importe de 88 millones de euros, lo que pone de manifiesto la insuficiencia de dicho mecanismo para asegurar una rentabilidad adecuada para este Negocio.

Por su parte, el resultado de explotación (EBIT) ha sido de 185 millones de euros, positivos, frente a 87 millones de euros, negativos, del ejercicio anterior.

Brasil.

El resultado bruto de explotación (EBITDA) se situó en 566 millones de euros, y el resultado de explotación (EBIT) en 358 millones de euros, con una disminución del 16,5% y del 27,1%, respectivamente, sobre el ejercicio 2012.

Esta disminución se debe a los sobrecostes soportados por las compañías distribuidoras durante el período, derivados del despacho de generación térmica y de la exposición contractual en el mercado spot, que no han podido ser compensados de forma inmediata mediante el mecanismo establecido por el Decreto Presidencial 7.945/2013.

El importe de los sobrecostes no compensados por el mecanismo establecido por el Decreto Presidencial 7.945/2013 ha ascendido a 63 millones de euros que se recuperarán mediante su incorporación a la tarifa en sucesivas revisiones tarifarias de acuerdo con lo establecido por la regulación brasileña.

Al efecto indicado en el párrafo anterior, hay que añadir también el provocado por la evolución de tipo de cambio del euro en relación con la moneda local.

La mayor reducción del resultado de explotación (EBIT) respecto del resultado bruto de explotación (EBITDA) se debe al incremento del 11,2% en las amortizaciones y provisiones por deterioro debido, fundamentalmente, al saneamiento realizado de activos que han dejado de estar operativos por importe de 44 millones de euros.

Chile.

El aumento de las ventas físicas (+4,4%) derivado de la evolución positiva de la demanda (+4,3%) no ha compensado la reducción del margen unitario (-6,8%).

El resultado bruto de explotación (EBITDA) de la distribución en Chile se ha situado en 268 millones de euros en 2013 con una disminución del 1,5% respecto al ejercicio anterior, y el resultado de explotación (EBIT) ha disminuido un 0,9% situándose en 215 millones de euros.

Colombia.

El resultado bruto de explotación (EBITDA) y el resultado de explotación (EBIT) de la distribución en Colombia han experimentado disminuciones del 6,6% y del 5,4%, situándose en 470 y 371 millones de euros, respectivamente.

Pese al aumento de la demanda en Colombia (+3,2%) y de las ventas físicas (+1,0%), el resultado bruto de explotación (EBITDA) y el resultado de explotación (EBIT) se han visto reducidos como consecuencia de la evolución de la demanda en la ciudad de Bogotá (-3,0%), y la reducción en el margen unitario (-8,1%) dada la indexación de las tarifas al Índice de Precios al Productor (IPP).

Perú.

Las magnitudes económicas de la distribución en Perú se han reducido durante 2013 a pesar del aumento de la demanda (+5,9%) y de las ventas físicas (+2,7%) como consecuencia de la reducción en el margen unitario (-8,1%) por el efecto negativo de la indexación de la tarifa.

Ello ha situado el resultado bruto de explotación (EBITDA) en 142 millones de euros, un 6,6% inferior al de 2012, y el resultado de explotación (EBIT) en 104 millones de euros, un 7,1% inferior respecto al obtenido en 2012.

Resultado financiero neto: 250 millones de euros.

Los resultados financieros netos del Negocio en Latinoamérica de ENDESA supusieron un coste de 250 millones de euros en el ejercicio 2013, lo que supone una disminución del 34,2% respecto del mismo período de 2012. Los gastos financieros netos ascendieron a 216 millones de euros en el ejercicio 2013, lo que representa una disminución de 127 millones de euros, es decir, del 37,0%.

Para analizar esta evolución ha de tenerse en cuenta que en Argentina, el reconocimiento del ajuste del Mecanismo de Monitoreo de Costos (MMC) ha generado unos ingresos financieros netos por importe de 40 millones de euros. Por otra parte, los gastos financieros netos del ejercicio 2013 y 2012 incluían el reconocimiento de un importe igual a 83 y 180 millones de euros, respectivamente, correspondiente a la actualización del activo financiero asociado a las concesiones de distribución en Brasil de acuerdo con la Ley Federal 12.783/13.

Si aislamos estos impactos, los gastos financieros netos se habrían reducido en 184 millones de euros, un 35,2%, debido a la disminución tanto del volumen de deuda financiera neta media respecto a 2012, como a la reducción del coste medio de la misma.

Las diferencias de cambio netas han pasado de 37 millones de euros negativos en el ejercicio 2012 a 34 millones de euros, también negativos, en el ejercicio 2013.

Inversiones brutas: 1.525 millones de euros.

Las inversiones brutas de este Negocio fueron de 1.525 millones de euros en el ejercicio 2013. De este importe, 148 millones de euros corresponden a inversiones financieras y 1.377 millones de euros a inversiones materiales e inmateriales conforme al siguiente detalle:

Inversiones Materiales e Inmateriales del Negocio en

Latinoamérica
	Millones de Euros
	2013	2012	% Var.
Generación	649	530	22,5
Distribución y Transporte	439	360	21,9
Otros	6	11	(45,5)
TOTAL MATERIAL	1.094	901	21,4
Inmaterial (*)	283	290	(2,4)
TOTAL MATERIAL E INMATERIAL	1.377	1.191	15,6

(*) Incluye las inversiones realizadas en la distribución en Brasil ya que, como consecuencia de la CINIIF 12, dadas las características de la concesión los activos asociados a las mismas, se consideran, en una parte, activos intangibles y, en otra, financieros.

2.3. Anexo Estadístico.

Datos Industriales.

Generación de Electricidad (GWh)	2013	2012	% Var.
Negocio en España y Portugal	70.542	78.316	(9,9)
Peninsular	56.179	62.631	(10,3)
Nuclear	25.967	26.967	(3,7)
Carbón	19.096	26.063	(26,7)
Hidroeléctrica	9.511	5.350	77,8
Ciclos Combinados (CCGT)	1.605	4.251	(62,2)
Extrapeninsular	12.335	13.395	(7,9)
Portugal	1.176	1.360	(13,5)
Resto	852	930	(8,4)
Negocio en Latinoamérica	61.885	63.118	(2,0)
Argentina	15.743	15.222	3,4
Brasil	4.992	5.177	(3,6)
Chile	19.874	20.194	(1,6)
Colombia	12.747	13.294	(4,1)
Perú	8.529	9.231	(7,6)
TOTAL	132.427	141.434	(6,4)

Ventas de Electricidad (GWh)	2013	2012	% Var.
Negocio en España y Portugal	96.122	102.766	(6,5)
Comercialización Ultimo Recurso (CUR)	21.913	25.644	(14,5)
Mercado Liberalizado	74.209	77.122	(3,8)
Negocio en Latinoamérica	61.512	59.724	3,0
Argentina	14.953	14.758	1,3
Brasil	18.799	18.000	4,4
Chile	13.030	12.485	4,4
Colombia	8.274	8.193	1,0
Perú	6.456	6.288	2,7
TOTAL	157.634	162.490	(3,0)

Energía Distribuida (GWh) (1)	2013	2012	% Var.
Negocio en España y Portugal	112.031	115.390	(2,9)
Negocio en Latinoamérica	84.823	81.786	3,7
Argentina	20.334	19.842	2,5
Brasil	26.017	24.758	5,1
Chile	16.002	15.264	4,8
Colombia	14.817	14.447	2,6
Perú	7.653	7.475	2,4
TOTAL	196.854	197.176	(0,2)

(1) En barras de central.

Número de Clientes (Miles)	31de diciembre de 2013	31 de diciembre de 2012	% Var.
Negocio en España y Portugal	11.376	11.431	(0,5)
Clientes Último Recurso	7.574	8.592	(11,8)
Comercialización en el Mercado Liberalizado	3.802	2.839	33,9
Negocio en Latinoamérica	14.511	14.015	3,5
Argentina	2.444	2.389	2,3
Brasil	6.301	6.051	4,1
Chile	1.694	1.659	2,1
Colombia	2.817	2.713	3,8
Perú	1.255	1.203	4,3
TOTAL	25.887	25.446	1,7

Evolución Demanda Eléctrica
(%) (1)	2013	2012
Negocio en España y Portugal (2)	(2,2%)	(1,5%)
Negocio en Latinoamérica
Argentina	3,8%	4,2%
Brasil	3,5%	4,5%
Chile (3)	4,3%/3,8%	5,7%/3,9%
Colombia	3,2%	3,8%
Perú	5,9%	5,9%

(1) Fuente: Red Eléctrica de España, S.A. y elaboración propia.

(2) Corregido el efecto de laboralidad y temperatura, la evolución de la demanda es del –2,2% en 2013 y del -1,9% en 2012.

(3) Demanda en el SIC y SING, respectivamente.

Cuota de Mercado	2013	2012	% Var.
(%) (1)
Negocio en España y Portugal
Generación en Régimen Ordinario (2)	36,1	36,7	(1,6)
Distribución	43,0	43,3	(0,7)
Comercialización	37,5	39,1	(4,1)
Negocio en Latinoamérica
Generación
Argentina	14,4	14,5	(0,7)
Brasil	0,8	0,8	-
Chile	31,9	32,7	(2,4)
Colombia	20,0	20,2	(1,0)
Perú	23,6	25,0	(5,6)
Distribución (3)
Argentina	20,0	20,0	-
Brasil	5,8	5,0	16,0
Chile	20,0	20,0	-
Colombia	16,0	16,0	-
Perú	18,2	19,0	(4,2)

(1) Fuente: Elaboración propia.

(2) Peninsular.

(3) Datos provisionales (2013).

Capacidad Instalada (MW)	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012	% Var.
Negocio en España y Portugal	23.322	23.245	0,3
Hidroeléctrica	4.755	4.716	0,8
Térmica Clásica	9.082	9.965	(8,9)
Térmica Nuclear	3.686	3.686	-
Ciclos Combinados	5.676	4.755	19,4
Resto	123	123	-
Negocio en Latinoamérica	16.240	16.158	0,5
Argentina	4.522	4.522	-
Brasil	987	987	-
Chile	5.961	5.961	-
Colombia	2.926	2.914	0,4
Perú	1.844	1.774	3,9
TOTAL	39.562	39.403	0,4

Redes de Distribución y Transporte (Km)	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012	% Var.
Negocio en España y Portugal	323.631	325.296	(0,5)
Negocio en Latinoamérica	316.976	312.705	1,4
Argentina	24.553	24.526	0,1
Brasil	191.697	189.468	1,2
Chile	16.306	16.081	1,4
Colombia	58.326	57.364	1,7
Perú	26.094	25.266	3,3
TOTAL	640.607	638.001	0,4

Pérdidas de Energía
(%)	2013	2012	% Var.
Negocio en España y Portugal	9,4	9,3	1,1
Negocio en Latinoamérica
Argentina	10,8	10,6	1,9
Brasil	16,3	16,4	(0,6)
Chile	5,3	5,4	(1,9)
Colombia	7,2	7,5	(4,0)
Perú	7,9	8,2	(3,7)

Tiempo de Interrupción Equivalente de la Potencia Instalada - TIEPI (minutos)	2013	2012	% Var.
Negocio en España y Portugal (medio) (1)	47	52	(9,6)
Negocio en Latinoamérica
Argentina	507	669	(24,2)
Brasil	1.219	1.052	15,9
Chile	547	484	13,0
Colombia	143	144	0,7
Perú	805	730	10,3

(1) Corresponde a España.

Ventas de Gas Negocio en España y Portugal (GWh)	2013	2012	% Var.
Mercado Liberalizado	47.871	46.053	3,9
Mercado TUR	1.169	1.222	(4,3)
Mercado Internacional	9.463	10.379	(8,8)
Ventas Mayoristas	13.213	13.981	(5,5)
TOTAL (*)	71.716	71.635	0,1
(*) Sin consumos propios de generación.

Cuotas de Gas Negocio en España y Portugal (%) (1)	2013	2012	% Var.
Mercado Liberalizado	15,4	15,8	(2,5)
TOTAL	14,7	14,8	(0,7)
(1) Fuente: Elaboración propia.

Clientes de Gas Negocio en España y Portugal (Miles) (1)	2013	2012	% Var.
Mercado Liberalizado	1.214	1.266	(4,1)
TOTAL

(1) Puntos de Suministro.

Datos Económico-Financieros.

Parámetros de Valoración (Euros)	2013	2012	% Var.
Beneficio Neto por Acción (1)	1,77	1,92	(7,6)
Cash Flow por Acción (2)	4,30	4,96	(13,3)
Valor Contable por Acción (3)	19,38	19,51	(0,6)

(1) Resultado del Ejercicio Sociedad Dominante / Nº Acciones.

(2) Flujos Neto de Efectivo de las Actividades de Explotación / Nº Acciones.

(3) Patrimonio Neto Sociedad Dominante / Nº Acciones.

Indicadores de Rentabilidad	2013	2012
Rentabilidad sobre el Patrimonio Neto (1) (%)	7,07	7,97
Retorno de los Activos (2) (%)	3,26	3,46
Rentabilidad Económica (3) (%)	13,01	13,19

(1)Resultado Neto / Patrimonio Neto Medio.

(2) Resultado Neto / Activo Total Medio.

(3) Resultado de Explotación / Inmovilizado Material Medio.

Deuda Financiera Neta (Millones de Euros)	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012	% Var.
Negocio en España y Portugal	1.440	5.059	(71,5)
Negocio en Latinoamérica:	2.846	3.719	(23,5)
Enersis, S.A.	2.649	4.144	(36,1)
Resto	197	(425)	146,4
TOTAL	4.286	8.778	(51,2)
Apalancamiento (%) (1)	16,0	33,3	NA
Deuda Financiera Neta / Patrimonio Neto (veces)	0,16	0,33	NA

(1) Deuda Financiera Neta / Patrimonio Neto.

Indicadores Financieros	2013	2012
Ratio de Liquidez (1)	1,21	1,33
Ratio de Solvencia (2)	1,06	1,08
Ratio de Endeudamiento (%) (3)	13,80	24,98
Ratio de Cobertura de la Deuda (4)	0,64	1,25

(1) Activo Corriente / Pasivo Corriente.

(2) (Patrimonio Neto + Pasivo no Corriente) / Activo no Corriente.

(3) Deuda Financiera Neta / (Patrimonio Neto + Deuda Financiera Neta).

(4) Deuda Financiera Neta / Resultado Bruto de Explotación (EBITDA).

3. Liquidez y Recursos de Capital.

3.1. Gestión Financiera.

El año 2013 estuvo marcado por una mejora en los indicadores de riesgo país de los países periféricos europeos. El diferencial frente al bono alemán a 10 años de España e Italia se redujo considerablemente durante el período hasta situarse en niveles de 220 puntos básicos al cierre del ejercicio, habiendo mejorado en 173 y 99 puntos básicos respectivamente.

El Banco Central Europeo redujo el tipo de interés de intervención en 50 puntos básicos durante el año 2013, 25 puntos básicos en mayo de 2013 y 25 puntos básicos en noviembre de 2013, para situar el tipo de interés en el mínimo histórico del 0,25%.

El tipo de interés de largo plazo del euro (swap a 10 años) tuvo una tendencia alcista durante el año 2013, pasando del 1,56% a comienzos del año hasta situarse en el 2,15% al cierre de 2013. Por su parte, el tipo de interés de corto plazo pasó del 0,19% al 0,29% al final de año.

Por lo que se refiere al tipo de interés de largo plazo del dólar estadounidense, aumentó aproximadamente un 70% durante el año 2013 hasta situarse en 3,09% a final de año. Por el contrario, el tipo de interés a tres meses del dólar estadounidense se redujo del 0,31% a principios de año hasta el 0,25% a final de 2013.

El tipo de cambio euro/dólar estadounidense registró una gran volatilidad con valores extremos de 1,380 y 1,278, cerrando el año en niveles de 1,374.

A diferencia de lo ocurrido en el ejercicio 2012, al cierre del ejercicio 2013 las divisas latinoamericanas, sin excepción, se depreciaron frente al dólar, particularmente el peso argentino con un 33% anual y el real brasileño con un 15% anual; para el resto de las monedas (peso chileno, peso colombiano y nuevo sol peruano) la devaluación estuvo en el rango del 9%-10%.

A pesar de un contexto internacional menos favorable respecto de años anteriores, las economías emergentes han logrado conservar la senda del crecimiento, con una variación promedio del Producto Interior Bruto (PIB) del 3,8%. En general, mantuvieron sus calificaciones crediticias, con alguna subida como la de Argentina, cuya deuda soberana vio revisada su calificación por Standard & Poor´s un escalón al alza pasando de B- a B.

En países como Chile, Perú y Colombia destacaron el crecimiento positivo, en el rango del 4%-5%, y la inflación controlada, comprendida entre el 1,8%-2,9%. En un contexto internacional menos favorable, Brasil mantuvo el dilema entre crecimiento (PIB +2,3%) e inflación (IPC +6,10%), con una subida de la tasa de referencia SELIC de 275 puntos básicos, mientras que el resto de Bancos Centrales Latinoamericanos redujeron sus tasas de referencia entre 50 y 100 puntos básicos.

En el entorno descrito, ENDESA mantuvo una sólida situación financiera y un confortable nivel de liquidez que le permitió captar nueva financiación y reducir la deuda de forma sustancial. Así, entre las principales operaciones realizadas en el año 2013 en el Negocio en España y Portugal, destacaron las siguientes:

• Ejercicio de la opción de amortización anticipada de las Participaciones Preferentes, cancelándose de esta forma la totalidad del importe pendiente de la emisión inicial de 1.500 millones de euros (181 millones de euros) tras la oferta de adquisición de los títulos por su valor nominal llevada a cabo en junio de 2011.
• Desembolso de operaciones financieras con el Banco Europeo de Inversiones a 15 años de plazo por importe de 150 millones de euros.

A su vez, ENDESA mantuvo el programa de emisiones en los mercados de capitales de corto plazo internacionales, siendo el saldo vivo a 31 de diciembre de 2013 de 814 millones de euros.

Por su parte, en 2013 las sociedades latinoamericanas mantuvieron su acceso a los mercados financieros locales e internacionales, siendo las principales operaciones financieras formalizadas las que figuran a continuación:

• En Argentina, Hidroeléctrica El Chocón, S.A. contrató un préstamo sindicado con diversas entidades financieras locales por un importe total de 149 millones de pesos argentinos (equivalente a 17 millones de euros) a un plazo de tres años.
• En Brasil, Ampla Energia e Serviços, S.A. acordó un préstamo financiero con Banco do Brasil por 130 millones de reales brasileños (equivalente a 40 millones de euros) a seis años de plazo. Adicionalmente, se obtuvieron fondos correspondientes a la financiación Banco Nacional do Desenvolvimento (BNDES) para inversiones en bienes de capital por 250 millones de reales brasileños (equivalente a 77 millones de euros) a siete años de plazo. Asimismo, Companhia Energética do Ceará, S.A. obtuvo fondos de Banco Nacional do Desenvolvimento (BNDES) para inversiones en bienes de capital por 150 millones de reales brasileños (equivalente a 46 millones de euros) a siete años de plazo.
• En Chile, Empresa Nacional de Electricidad, S.A. y Enersis, S.A. han renovado las líneas de crédito comprometidas con entidades financieras locales por importe total de 2 millones de unidades de fomento cada una (equivalente a 89 millones de euros) a un plazo de tres años.
• En Colombia, Emgesa S.A. E.S.P. realizó una emisión de bonos en el mercado local por 565.000 millones de pesos colombianos (equivalente a 212 millones de euros), a plazos de siete y doce años. Adicionalmente, se renegociaron préstamos financieros (Club Deal) por 305.000 millones de pesos colombianos (equivalente a 114 millones de euros) a un plazo de diez años. Asimismo, en el caso de Codensa S.A. E.S.P., se emitieron bonos en el mercado local por 375.000 millones de pesos colombianos (equivalente a 141 millones de euros) a plazos de cinco y doce años.
• En Perú, Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte, S.A.A. ha emitido un bono local por importe total de 50 millones de nuevos soles peruanos (equivalente a 13

millones de euros) a un plazo de veinte años. Además, ha suscrito dos préstamos bancarios con Banco Bilbao Vizcaya Argentaria por importe total de 89 millones de soles peruanos (equivalente a 23 millones de euros) a un plazo de cinco años, y emitido bonos por 195 millones de nuevos soles peruanos (equivalente a 50 millones de euros) a plazos de siete y veinticinco años.

El año 2013 finalizó con 11.567 millones de euros de liquidez (8.211 millones de euros a 31 de diciembre de 2012) conforme al siguiente detalle:

Millones de Euros
	Estructura de Liquidez
	31 de Diciembre de 2013 31 de Diciembre de 2012
	Efectivo	Disponible	Total	Efectivo	Disponible	Total
	(1)	(2)	Liquidez	(1)	(2)	Liquidez
ENDESA y filiales directas	2.036 (3)	6.683	8.719	628	5.790	6.418
Enersis	2.299	549	2.848	1.358	435	1.793
TOTAL ENDESA	4.335	7.232	11.567	1.986	6.225	8.211

(1) Efectivo y otros medios líquidos equivalentes.

(2) Disponible de forma incondicional en líneas de crédito, de los que, a 31 de diciembre de 2013, 3.500 millones de euros corresponden a una línea de crédito formalizada con ENEL Finance International, N.V. no habiendo dispuesto importe alguno a esa fecha (a 31 de diciembre de 2012, 3.000 millones de euros y 500 millones de euros, respectivamente).

(3) De este importe, a 31 de diciembre de 2013 1.000 millones de euros estaban colocados en ENEL Energy Europe, S.L.U. y fueron cancelados con fecha 2 de enero de 2014 con motivo del abono del dividendo a cuenta.

Las inversiones de tesorería consideradas como "Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes" vencen en un plazo inferior a tres meses desde su fecha de adquisición y devengan tipos de interés de mercado para este tipo de imposiciones. Con carácter adicional, las compañías dependientes domiciliadas en Latinoamérica tienen, a 31 de diciembre de 2013, colocaciones de tesorería realizadas en instrumentos financieros a plazo superior a tres meses por importe de 1.029 millones de euros (307 millones de euros a 31 de diciembre de 2012).

El detalle de las colocaciones en deuda soberana y en otros equivalentes de efectivo se detalla en las Notas 13 y 14 de la Memoria de Cuentas Anuales Consolidadas.

No existen restricciones por importes significativos a la disposición de efectivo. Las restricciones que pudieran afectar a la disposición de fondos por parte de ENDESA se describen en las Notas 14, 15.1.9 y 38.1 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas.

La deuda financiera neta de ENDESA se situó en 4.286 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 (8.778 millones de euros a 31 de diciembre de 2012), conforme al siguiente detalle:

Millones de Euros

Deuda Financiera Neta	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012	% Var.
Negocio en España y Portugal	1.440	5.059	(71,5)
Negocio en Latinoamérica:	2.846	3.719	(23,5)
Enersis	2.649	4.144	(36,1)
Resto	197	(425)	146,4
TOTAL	4.286	8.778	(51,2)

Su coste medio, en 2013 y 2012, es el siguiente:

	31 de Diciembre de 2013			31 de Diciembre de 2012
	ENDESA y filiales directas	Enersis	Total ENDESA	ENDESA y filiales directas	Enersis	Total ENDESA
Coste Medio	3,1	8,1	5,7	3,5	8,6	5,7

ENDESA pretende que el perfil de vencimiento de su deuda se adecúe a la capacidad de generación de flujos de caja para su reembolso, manteniendo cierta holgura.

La vida media de la deuda financiera neta de ENDESA, al cierre de 2013 y 2012, presenta el siguiente detalle:

	31 de Diciembre de 2013			31 de Diciembre de 2012
	ENDESA y filiales directas	Enersis	Total ENDESA	ENDESA y filiales directas	Enersis	Total ENDESA
Vida Media	6,1	5,7	5,9	4,7	5,5	5,1

La información sobre los plazos de vencimiento de la deuda financiera de ENDESA se describe en la Nota 18 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas.

ENDESA continuó manteniendo su política de denominar la deuda de las compañías en la moneda en la que se generan sus flujos de caja. Al finalizar el año, la deuda estaba denominada en euros en un 38%, en dólares estadounidenses en un 26% y en otras monedas, fundamentalmente latinoamericanas, en un 36%. La estructura de su deuda financiera neta por monedas a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es la siguiente:

	2013		2012
	Millones Euros	% S/total	Millones Euros	% S/total
Euro	1.620	38	4.558	52
Dólar Estadounidense	1.098	26	1.753	20
Peso Chileno / Unidad de Fomento	(279)	(7)	479	5
Real Brasileño	405	9	549	6
Otras monedas	1.442	34	1.439	17
TOTAL	4.286	100	8.778	100

El volumen total de deuda financiera neta figuraba a tipo fijo era del 64% a 31 de diciembre de 2013, mientras que el 36% restante figuraba a tipo variable.

El detalle a 31 de diciembre de 2013 y 2012 de la estructura de la deuda financiera neta de ENDESA a tipo fijo y variable es como sigue:

Millones de Euros
	2013		2012
	Millones Euros	% S/total	Millones Euros	% S/total
Tipo Fijo	2.740	64	4.767	54
Tipo Variable	1.546	36	4.011	46
TOTAL	4.286	100	8.778	100

3.2. Gestión de Capital.

La gestión de capital de ENDESA está enfocada a mantener una estructura financiera sólida que optimice el coste de capital y la disponibilidad de los recursos financieros, asegurando la continuidad del negocio a largo plazo. Esta política de prudencia financiera permite mantener una adecuada creación de valor para el accionista a la vez que asegura la liquidez y la solvencia de ENDESA.

ENDESA considera como indicador de seguimiento de la situación financiera el nivel de apalancamiento consolidado, considerando este ratio como el cociente resultante de dividir la deuda financiera neta entre el patrimonio neto, cuyo dato a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros
	Apalancamiento
	31 de Diciembre	31 de Diciembre
	de 2013	de 2012
Deuda Financiera Neta:	4.286	8.778
Deuda Financiera no Corriente	7.551	9.886
Deuda Financiera Corriente	1.152	974
Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes	(4.335)	(1.986)
Derivados registrados en Activos Financieros	(82)	(96)
Patrimonio Neto:	26.769	26.369
De la Sociedad Dominante	20.521	20.653
De los Intereses Minoritarios	6.248	5.716
Apalancamiento (%) (*)	16,0	33,3

(*) Deuda Financiera Neta / Patrimonio Neto.

Dada la excepcional situación económica que se viene atravesando en los últimos años así como la compleja situación regulatoria en el sector eléctrico español, ENDESA ha seguido en los últimos años una política financiera muy prudente centrada en la reducción del endeudamiento financiero neto, lo que ha producido una progresiva disminución del ratio entre deuda financiera neta y fondos propios.

En este sentido, teniendo en cuenta el ratio de apalancamiento existente a 31 de diciembre de 2013, el Consejo de Administración de la Sociedad en su sesión del 17 de diciembre de 2013 acordó la distribución a sus accionistas de un dividendo a cuenta del resultado del ejercicio 2013 de 1,5 euros brutos por acción, que ha sido pagado el 2 de enero de 2014, lo que supone un importe total de 1.588 millones de euros.

A la fecha de formulación de este Informe de Gestión Consolidado, ENDESA no tiene ningún compromiso respecto a la obtención de recursos mediante fuentes de financiación propia.

3.3. Gestión de la Calificación Crediticia.

El mayor optimismo en 2013 por las condiciones y perspectivas macro españolas, reflejadas en la mejora de la perspectiva del bono soberano anunciada por las tres principales agencias de rating, ha contrastado con las dificultades que ha seguido atravesando el sector eléctrico. Esas dificultades, tanto en los fundamentales como en los aspectos regulatorios, han motivado que apenas se hayan producido en 2013 cambios en el rating de ENDESA.

La incertidumbre regulatoria llevó a principios de julio a Fitch Ratings a colocar en revisión negativa la calificación crediticia de ENDESA, encontrándose esta revisión pendiente de resolución a la fecha de formulación de este Informe de Gestión Consolidado.

También en ese mes, Standard & Poor´s rebajó un escalón el rating de ENDESA para situarlo en BBB (desde BBB+) y "perspectiva estable" (desde "perspectiva negativa") justo después de que se anunciara el Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, que tenía por finalidad el restablecimiento de la suficiencia tarifaria.

La agencia Moody's, por su parte, mantuvo el rating de la compañía sin modificaciones a lo largo del año 2013, calificándolo en Baa2 con "perspectiva negativa".

	31 de Diciembre de 2013(*)		31 de Diciembre de 2012(*)
	Largo Plazo	Corto Plazo	Perspectiva	Largo Plazo	Corto Plazo	Perspectiva
Standard & Poor's	BBB	A-2	Estable	BBB+	A-2	Negativa
Moody's	Baa2	P-2	Negativa	Baa2	P-2	Negativa
Fitch Ratings	BBB+	F2	Revisión Negativa	BBB+	F2	Negativa

La evolución de los "rating" de calificación crediticia de ENDESA es como sigue:

(*) A las respectivas fechas de emisión de los Estados Financieros Consolidados.

Cabe destacar que ENDESA mantiene al cierre del ejercicio 2013 una calificación crediticia que se sitúa dentro de la categoría de "investment grade" según todas las agencias crediticias.

ENDESA considera que el rating asignado por las agencias de calificación crediticia no refleja únicamente la situación financiera de ENDESA ya que las tres agencias que realizan la evaluación de ENDESA han declarado que el nivel de rating de ENDESA se ve afectado, no sólo por la situación de ENDESA, sino también por la calificación crediticia de ENEL, dado el control que esta sociedad ejerce sobre ENDESA, de forma que el rating de ENDESA no podría ser superior al de ENEL aún en el caso de que su estructura financiera lo permitiese.

De cualquier forma, el rating otorgado por las agencias de calificación crediticia permitiría, en caso de ser necesario, que ENDESA pudiera acceder a los mercados financieros en condiciones razonables.

3.4. Flujos de Efectivo.

A 31 de diciembre de 2013, el importe de efectivo y otros medios líquidos equivalentes se ha situado en 4.335 millones de euros, lo que supone un aumento de 2.349 millones de euros respecto a 31 de diciembre de 2012.

Durante el ejercicio 2013 las actividades de explotación de ENDESA han generado flujos de efectivo por importe de 4.551 millones de euros.

Asimismo, durante ese ejercicio ENDESA ha destinado 1.624 millones de euros a las actividades de inversión. Es importante señalar que estos flujos se presentan netos e incluyen 3.751 millones de euros correspondientes a los cobros realizados por el déficit de ingresos de las actividades reguladas que había sido financiado por la Sociedad en ejercicios anteriores, de los que 210 millones de euros corresponden a los cobros normales procedentes de los ingresos regulados del Sistema Eléctrico y 3.541 millones de euros a la cesión de derechos de cobro al Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico (FADE). Por otra parte durante, el ejercicio 2013 los flujos de efectivo dedicados a la financiación del déficit han ascendido a 2.605 millones de euros.

Además, en el ejercicio 2013 ENDESA ha dedicado fondos a las actividades de financiación por importe de 273 millones de euros. En los flujos netos procedentes de las actividades de financiación destaca el cobro de 1.730 millones de euros por la aportación de capital realizada por los accionistas minoritarios, principalmente de Enersis, S.A. (netos de sus costes asociados) así como el pago de 539 millones de euros de dividendos a los accionistas minoritarios. El resto del importe incluido en este epígrafe por importe de 1.481 millones de euros corresponde fundamentalmente a pagos para la amortización neta de deuda realizada a lo largo del año 2013.

Por último, hay que señalar que el impacto del tipo de cambio sobre el efectivo y otros medios equivalentes que ENDESA posee en Latinoamérica, que se encuentra denominado en monedas distintas del euro, ha supuesto una reducción del importe en euros del efectivo y otros medios equivalentes durante el año 2013 por importe de 305 millones de euros.

Normalmente, los flujos generados por las actividades de explotación de ENDESA son suficientes para hacer frente a las inversiones necesarias para el desarrollo del negocio. Para atender a los reembolsos de deuda, ENDESA, previsiblemente utilizará el resto de fondos procedentes de las actividades de explotación y, en su caso, acudirá a la contratación de préstamos con entidades financieras y utilizará las líneas de crédito disponibles comprometidas a largo plazo concedidas tanto por entidades bancarias como por ENEL Finance International, N.V. Asimismo, ENDESA espera seguir financiándose en los mercados de capitales mediante la emisión de instrumentos a corto plazo.

En los ejercicios 2013 y 2012, los flujos netos de efectivo de ENDESA, clasificados por actividades de explotación, inversión y financiación, han sido los siguientes:

	Flujos Netos de Efectivo
		31 de Diciembre de 2013		31 de Diciembre de 2012
	España y Portugal	Latinoamérica	TOTAL	España y Portugal	Latinoamérica	TOTAL
Efectivo y otros Medios Líquidos Iniciales	574	1.412	1.986	907	1.881	2.788
Flujos Netos de Efectivo procedentes de las Actividades de Explotación	2.262	2.289	4.551	3.114	2.133	5.247
Flujos Netos de Efectivo procedentes de las Actividades de Inversión	489	(2.113)	(1.624)	(397)	(1.565)	(1.962)
Flujos Netos de Efectivo procedentes de las Actividades de Financiación	(1.289)	1.016	(273)	(3.050)	(1.080)	(4.130)
FLUJOS NETOS TOTALES DE EFECTIVO	1.462	1.192	2.654	(333)	(512)	(845)
Variación de Efectivo y otros Medios Líquidos	1.462	887	2.349	(333)	(469)	(802)
Efectivo y otros Medios Líquidos Finales	2.036	2.299	4.335	574	1.412	1.986

Millones de Euros

3.5. Obligaciones Contractuales y Operaciones fuera de Balance.

La información relativa a compromisos futuros de compra se incluye en las Notas 5, 7, 10, 11 y 38 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas.

Millones de Euros

	31 de diciembre de 2013	31 de diciembre de 2012
Inmovilizado Material	762	827
Inmovilizado Intangible:	74	123
CO2, CERs y ERUs	59	122
Otro Inmovilizado Intangible	15	1
Inversiones Financieras	(*)	(*)
Compras de Materias Energéticas	25.532	30.937
Compra de Electricidad	28.291	38.434
TOTAL	54.659	70.321

(*) ENDESA no tiene suscritos acuerdos que incluyen compromisos de realizar inversiones de carácter financiero por importe significativo, salvo la obligación de financiera el déficit de ingresos de las actividades reguladas y el Bono Social en España (véase Nota 4.1. de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas).

ENDESA no posee Entidades de Propósito Especial, entendiendo como tales aquellas entidades en las que, aún sin poseer una participación de control, se ejerce un control efectivo sobre las mismas, entendiendo como tal el hecho de obtener sustancialmente, la mayoría de los beneficios producidos por la entidad y retener la mayoría de los riesgos de la misma, aunque no se posea una participación en dicha entidad.

4. Acontecimientos Posteriores al Cierre.

Los acontecimientos posteriores al cierre del ejercicio se describen en la Nota 41 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas.

5. Evolución Previsible.

5.1. Estrategia.

Negocio en España y Portugal.

El entorno en España y Portugal se encuentra influenciado por el debilitamiento de la demanda eléctrica, motivado por el estancamiento de la economía española, así como por las medidas regulatorias establecidas con el fin de paliar el déficit tarifario. Con ello el Plan Estratégico para el Negocio en España y Portugal se orientará a afrontar la rigurosa regulación centrándose en la rentabilidad a través de la reducción del gasto así como del redimensionamiento de las inversiones acorde al nuevo entorno.

Estas prioridades estratégicas se articularán a través de las siguientes actuaciones prioritarias:

– Actividades de generación y comercialización: optimización de las inversiones y focalización en las actividades de suministro de energía al objeto de preservar márgenes.

• Actividades de distribución: alcanzar la excelencia operativa reduciendo los gastos de operación y mantenimiento; desarrollo de nuevos proyectos y servicios de valor añadido, tales como la implantación de contadores digitales.
• Gestión activa de la regulación.

Negocio en Latinoamérica.

ENDESA se beneficiará del favorable entorno macroeconómico en la región así como de marcos regulatorios estables y atractivos tanto en generación como en distribución, mejorando su desempeño operativo. Teniendo en cuenta este contexto, el Plan Estratégico para el Negocio en Latinoamérica centrará su objetivo en consolidar la posición de liderazgo de la compañía a través de la captura de oportunidades de crecimiento.

Estas prioridades estratégicas se articularán a través de las siguientes actuaciones:

• Actividades de generación y suministro: aumento de la capacidad instalada que permita a la compañía capturar el crecimiento de la región, incremento de la eficiencia de las plantas existentes y lanzamiento de nuevos negocios tales como el suministro de gas.
• Actividades de distribución: captura del crecimiento a través de nuevas conexiones de clientes, desarrollo de nuevos proyectos tecnológicos tales como la implantación de contadores digitales, y programas de reducción de pérdidas de energía.
• Gestión activa de la regulación con foco especial en la gestión activa de los procesos de revisión tarifaria de las empresas distribuidoras.

El Plan Estratégico previsto dará respuesta a los distintos niveles previsibles de comportamiento del entorno, con una posición prudente y realista ante la crisis económica, ajustada a la evolución de la demanda y a las condiciones de mercado.

5.2. Evolución Previsible.

La evolución del negocio de ENDESA en los próximos años se basará en la sólida posición que posee en los mercados en los que está presente.

En los últimos años ENDESA ha realizado una importante gestión de su cartera de activos que, manteniendo la posición de liderazgo en la mayor parte de los países en los que opera, le ha permitido alcanzar una sólida posición financiera y de liquidez pese a las dificultades macroeconómicas y financieras del entorno y de los mercados.

Teniendo en cuenta la incertidumbre general por la crisis económica mundial, conviene mencionar que existen diferencias importantes en las situaciones macroeconómicas particulares de los mercados en los que ENDESA está presente.

Por un lado, en España, si bien en la última parte del año 2013 parece que se ha iniciado la mejora de algunos indicadores económicos y que las previsiones de mercado sobre el Producto Interior Bruto (PIB) en el año 2014 apuntan a un comportamiento positivo, el panorama económico a corto plazo se presenta complicado, con unas políticas condicionadas por cumplir los compromisos de déficit público, lo que hace prever una senda de recuperación lenta.

Asimismo, durante el año 2013 se han aprobado diferentes paquetes de medidas de reforma en el sector energético con la finalidad de poner fin definitivamente a los desequilibrios que persisten en el Sistema Eléctrico. Los principales cambios regulatorios se articulan en las medidas establecidas en los Reales Decreto Ley 2/2013, de 1 de febrero, y 9/2013, de 12 de julio, por los que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del Sistema Eléctrico, en la nueva Ley del Sector Eléctrico y en un conjunto de disposiciones de desarrollo. Estas medidas regulatorias, adicionales a las adoptadas en 2012, impactan negativamente en los márgenes del negocio regulado y liberalizado de ENDESA.

Por otro lado, el entorno de mercado y la situación en Latinoamérica es diferente. En los países latinoamericanos en los que opera ENDESA, las perspectivas de crecimiento del Producto Interior Bruto (PIB) parecen favorables de acuerdo a diferentes estimaciones, si bien dichos países están sujetos a entornos volátiles con monedas expuestas a diferentes tensiones macroeconómicas. Además, la mayoría de dichos países poseen calificaciones crediticias "investment grade" y tienen un nivel de riesgo inferior a la media de la región. Los marcos regulatorios, en general, son estables y predecibles, y favorecen el desarrollo de las actividades que ENDESA desempeña.

Los planes de ENDESA para los próximos años prevén efectuar las inversiones necesarias para mantener la posición de negocio, realizando, a su vez, un esfuerzo inversor en Latinoamérica, donde el crecimiento esperado y la estabilidad regulatoria en la mayor parte de los países en los que ENDESA opera, permiten realizar inversiones con una rentabilidad adecuada y un riesgo limitado.

En el ámbito de Latinoamérica, la única excepción a lo mencionado en los párrafos anteriores es el caso de Argentina, donde tanto la situación económica general del país, como, en concreto, la situación regulatoria del negocio eléctrico, no permiten obtener la rentabilidad adecuada a las inversiones realizadas, lo que ha llevado a que las empresas de ENDESA en ese país se encuentren en una situación financiera muy delicada, lo que genera una importante incertidumbre sobre la evolución futura de estas sociedades. De cualquier forma, este riesgo es limitado ya que, a 31 de diciembre de 2013, el valor neto en las Cuentas Consolidadas de ENDESA de los activos y pasivos en Argentina, descontada la parte que corresponde a los accionistas minoritarios, tan sólo asciende a 124 millones de euros.

Por otra parte, ENDESA seguirá haciendo un esfuerzo constante en su compromiso por alcanzar la excelencia en sus procesos y operaciones profundizando en las sinergias que proporciona su integración en el Grupo ENEL.

6. Principales Riesgos e Incertidumbres asociados a la Actividad de ENDESA.

La actividad de ENDESA se lleva a cabo en un entorno en el que existen factores exógenos que pueden influir en la evolución de sus operaciones y de sus resultados económicos.

Los principales riesgos que pueden afectar las operaciones de ENDESA son los siguientes:

6.1. Riesgos relacionados con la Actividad y Sector.

Las actividades de ENDESA están sujetas a un amplio conjunto de normas gubernamentales y los cambios que se introduzcan en ellas podrían afectar negativamente a las actividades, situación económica y resultado de las operaciones.

Las actividades de ENDESA están sujetas a un amplio conjunto de normas gubernamentales y los cambios que se introduzcan en ellas podrían afectar negativamente a las actividades, situación económica y resultado de las operaciones.

Las filiales operativas de ENDESA están sujetas a una amplia normativa sobre las tarifas y otros aspectos de sus actividades en España y en cada uno de los países en los que actúan. Si bien ENDESA cumple sustancialmente con todas las leyes y normas vigentes, ENDESA está sujeto a un complejo entramado de leyes y normas que tanto los organismos públicos como privados tratarán de aplicar. La introducción de nuevas leyes o normas o modificaciones a las leyes o normas vigentes podrían afectar negativamente a las actividades, situación económica y resultados de las operaciones.

Estas nuevas leyes o normas en ocasiones modifican aspectos de la regulación que pueden afectar a derechos existentes, lo que, en su caso, podría tener efectos adversos sobre las cuentas futuras de ENDESA.

La información relativa a la regulación sectorial y funcionamiento del Sistema Eléctrico se expone en la Nota 4 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas.

Las actividades de ENDESA están sujetas a una amplia reglamentación medioambiental y las modificaciones que se introduzcan en ella podrían afectar negativamente a las actividades, a la situación económica y al resultado de las operaciones.

ENDESA y sus filiales operativas están sujetas a la normativa medioambiental, que, entre otras cosas, exige la realización de estudios de impacto medioambiental para los proyectos futuros, la obtención de licencias, permisos y otras autorizaciones preceptivas y el cumplimiento de todos los requisitos previstos en tales licencias, permisos y normas. Al igual que ocurre con cualquier empresa regulada, ENDESA no puede garantizar que:

• Las autoridades públicas vayan a aprobar tales estudios de impacto medioambiental;
• La oposición pública no derive en retrasos o modificaciones de cualquier Proyecto propuesto;
• Las leyes o normas no se modificarán ni interpretarán de forma tal que aumenten los gastos de cumplimiento o se vean afectadas las operaciones, plantas o planes para las empresas en las que ENDESA ha intervenido.

En los últimos años se han endurecido determinados requisitos legales sobre medio ambiente en los mercados en los que ENDESA opera. Aunque ENDESA ha realizado las inversiones oportunas para observar tales requisitos, su aplicación y evolución futura podrían afectar negativamente a las actividades, situación económica y resultado de las operaciones. Los resultados de las operaciones también podrían quedar afectados bien por el precio de los derechos de emisión bien por la insuficiencia de éstos en el mercado.

Una cantidad considerable de la energía que ENDESA produce en determinados mercados está sujeta a fuerzas de mercado que pueden afectar al precio y a la cantidad de energía que ENDESA vende.

ENDESA está expuesta a los riesgos de precio de mercado y de disponibilidad para la compra del combustible (incluidos fuel-gas, carbón y gas natural) empleado para generar electricidad y la venta de una parte de la electricidad que genera. ENDESA ha suscrito contratos de suministro a largo plazo al objeto de garantizar un suministro seguro de combustible para las actividades de generación de energía en España. ENDESA tiene firmados ciertos contratos de suministro de gas natural que incluyen cláusulas "take or pay". Estos contratos se han establecido considerando unas hipótesis razonables de las necesidades futuras. Desviaciones muy significativas de las hipótesis contempladas podrían llegar a suponer el tener que realizar compras de combustibles superiores a las necesarias.

La exposición a estos riesgos se gestiona en el largo plazo mediante la diversificación de contratos, la gestión de la cartera de aprovisionamientos mediante la referencia a índices que representan una evolución similar o comparable a la de los precios finales de electricidad (generación) o de venta (comercialización), y a través de cláusulas contractuales de renegociación periódica, que tienen como objeto mantener el equilibrio económico de los aprovisionamientos. En el corto y medio plazo, las fluctuaciones de los precios de aprovisionamientos se gestionan mediante operaciones de cobertura específicas, generalmente por medio de derivados. A pesar de que ENDESA realiza una gestión activa de estos riesgos, no se puede garantizar que tal gestión eliminará todos los riesgos de precio de mercado relativos a las necesidades de combustible.

La actividad de ENDESA puede resultar afectada por las condiciones hidrológicas y climáticas.

Las operaciones de ENDESA incluyen la generación hidroeléctrica y, por tanto, depende de las condiciones hidrológicas que existan en cada momento en las amplias zonas geográficas donde se ubican las instalaciones de ENDESA de generación hidroeléctrica. Si las condiciones hidrológicas producen sequías u otras condiciones que influyan negativamente en la actividad de generación hidroeléctrica, los resultados podrían verse adversamente afectados. A su vez, el negocio eléctrico se ve afectado por las condiciones atmosféricas tales como las temperaturas medias que condicionan el consumo. Dependiendo de cuáles sean las condiciones climáticas se pueden producir diferencias en el margen que se obtiene por el negocio.

La construcción de nuevas instalaciones puede verse negativamente afectada por factores generalmente asociados con este tipo de proyectos.

La construcción de instalaciones de generación, transporte y distribución de energía puede exigir mucho tiempo y ser bastante complicada.

Ello supone que dichas inversiones tienen que planificarse con mucha antelación respecto de la fecha prevista de puesta en funcionamiento, por lo que posibles cambios en las condiciones de mercado pueden suponer la necesidad de adaptar estas decisiones a esas nuevas condiciones lo que puede implicar costes adicionales no planificados.

Por otra parte, en relación con el desarrollo de dichas instalaciones, generalmente ENDESA debe obtener permisos y autorizaciones de los Gobiernos, adquirir terrenos o firmar contratos de arrendamiento, suscribir contratos de abastecimiento de equipos y construcción, de explotación y mantenimiento, de suministro de combustible y de transporte, acuerdos de consumo y financiación suficiente de patrimonio y deuda. Entre los factores que pueden influir en la capacidad para construir nuevas instalaciones cabe citar, entre otros:

• Demoras en la obtención de aprobaciones normativas, incluidos los permisos medioambientales.
• Reducciones o variaciones en el precio de los equipos, materiales o mano de obra.
• Oposición de Grupos políticos o étnicos.
• Cambios adversos en el entorno político y normativo en los países donde opera.
• Condiciones meteorológicas adversas que pueden retrasar la finalización de plantas o subestaciones de energía, o catástrofes naturales, accidentes y demás sucesos imprevistos.
• Cumplimiento adecuado por los proveedores de los contratos firmados.
• La incapacidad para obtener financiación a los tipos que son satisfactorios para ENDESA.

Cualquiera de estos factores puede provocar demoras en la finalización o inicio de las operaciones de los proyectos de construcción y puede incrementar el coste de los proyectos previstos. Si ENDESA no es capaz de completar los proyectos previstos, los costes derivados de los mismos podrían no ser recuperables.

ENDESA podría incurrir en responsabilidad medioambiental, penal o de otro tipo en relación con sus operaciones.

ENDESA se enfrenta a riesgos medioambientales inherentes a las operaciones incluidos los derivados de la gestión de residuos, vertidos y emisiones de las unidades de producción eléctrica, particularmente las centrales nucleares. Así pues, ENDESA puede ser objeto de reclamaciones por daños medioambientales o de otro tipo en relación con las instalaciones de generación, transmisión y distribución de energía, así como con las actividades de extracción de carbón.

Asimismo, ENDESA está sujeta a riesgos derivados de la explotación de centrales nucleares y del almacenamiento y manipulación de materiales de escaso nivel de radioactividad. La legislación y los reglamentos españoles limitan la responsabilidad de los operadores de centrales nucleares en caso de accidente. Dichos límites son coherentes con los tratados internacionales ratificados por España. La legislación española dispone que el operador de las instalaciones nucleares sea responsable por un máximo de 700 millones de euros como resultado de las reclamaciones relativas a un único accidente nuclear. La posible responsabilidad de ENDESA en relación con su participación en centrales nucleares queda totalmente cubierta por el seguro de responsabilidad de hasta 700 millones de euros. Además, las centrales nucleares disponen de un seguro de daños propios incluyendo los producidos a las existencias de combustible así como los originados por avería de maquinaria con un límite de cobertura de 1.000 millones de euros para cada central.

La posible responsabilidad de ENDESA en relación con la contaminación u otros daños a terceros o sus bienes se ha asegurado similarmente en hasta 200 millones de euros. No obstante lo anterior, con fecha 28 de mayo de 2011 se publicó la Ley 12/2011, de 27 de mayo, sobre responsabilidad civil por daños nucleares o producidos por materiales radiactivos que eleva la responsabilidad del operador a 1.200 millones de euros permitiendo al operador garantizar tal responsabilidad por varios medios. Esta norma entrará en vigor cuando, a su vez, lo estén el Protocolo de 12 de febrero de 2004 por el que se modifica el Convenio de responsabilidad Civil por daños Nucleares (Convenio de París) y el Protocolo de 12 de febrero de 2004, por el que se modifica el Convenio complementario del anterior (Convenio de Bruselas). Si ENDESA fuera demandada por daños al medio ambiente o de otro tipo en relación con sus operaciones (salvo las centrales nucleares) por sumas superiores a la cobertura de su seguro, su actividad, situación financiera o el resultado de las operaciones podrían resultar adversamente afectados.

Adicionalmente, tras la entrada en vigor de Ley Orgánica 5/2010, de 22 de junio, por la que se modifica la Ley Orgánica 10/1995, de 23 de noviembre, del Código Penal, las personas jurídicas pasan a ser penalmente responsables de determinados delitos cometidos por sus administradores, directivos o empleados en el ejercicio de sus cargos respectivos. En este sentido, ENDESA se ha dotado de un sistema de control destinado a prevenir la comisión de delitos en el seno de la empresa o mitigar sus consecuencias.

La liberalización del sector eléctrico en la Unión Europea podría provocar una mayor competencia y un descenso de los precios.

La liberalización del sector de la electricidad en la Unión Europea ha provocado una mayor competencia como resultado de la consolidación y la entrada de nuevos participantes en los mercados comunitarios de la electricidad, incluido el español. La liberalización del sector de la electricidad en la Unión Europea ha provocado asimismo una reducción en el precio de la electricidad en algunos segmentos del mercado como resultado de la entrada de nuevos competidores y proveedores extranjeros de energía, así como el establecimiento de bolsas europeas de electricidad, que desencadenó una mayor liquidez en los mercados de la electricidad. Esta liberalización del mercado eléctrico conlleva que diversas áreas de negocio de ENDESA se desarrollen en un entorno incrementalmente competitivo. Si ENDESA no pudiese adaptarse y gestionar adecuadamente este mercado competitivo, su actividad, situación financiera o el resultado de las operaciones podrían resultar adversamente afectados.

6.2. Riesgos relacionados con los Países en los que ENDESA opera.

Las sociedades de ENDESA están expuestas a una serie de riesgos tanto económicos como políticos.

Las operaciones de ENDESA se ven expuestas a diversos riesgos inherentes a la inversión y realización de trabajos en los distintos países en que ENDESA opera, incluidos los riesgos relacionados con los siguientes aspectos:

• Cambios en las normativas y políticas administrativas de los gobiernos.
• Imposición de restricciones monetarias y otras restricciones al movimiento de capitales.
• Cambios en el entorno mercantil o político.
• Crisis económicas, inestabilidad política y disturbios sociales que afecten a las operaciones.
• Expropiación pública de activos.
• Fluctuaciones de los tipos de interés y de los tipos de cambio de divisas.

Además, los ingresos derivados de las filiales, su valor de mercado y los dividendos recaudados de tales filiales están expuestos a los riesgos propios de los países en que operan, que pueden afectar negativamente a la demanda, el consumo y los tipos de cambio de divisas.

ENDESA no puede predecir la forma en que afectaría cualquier empeoramiento futuro de la situación política o económica de los países en los que opera, o cualquier otro cambio en la legislación o normativa en dichos países, incluida toda modificación de la legislación vigente o de cualquier otro marco regulador, a sus filiales o sus actividades, situación económica o resultados de sus operaciones.

6.3. Riesgos Operacionales.

La actividad de ENDESA se puede ver afectada por fallos humanos o tecnológicos.

Durante la operación de todas las actividades de ENDESA se pueden producir pérdidas directas o indirectas ocasionadas por procesos internos inadecuados, fallos tecnológicos, errores humanos o como consecuencia de ciertos sucesos externos. El control y gestión de estos riesgos, y especialmente de aquellos que afectan a las operaciones de las instalaciones de generación y distribución, están basados en una adecuada formación y capacitación del personal y en la existencia de procedimientos de operaciones, planes de mantenimiento preventivo y programas específicos, soportados por sistemas de gestión de la calidad, que permiten minimizar la posibilidad de ocurrencia y el impacto de los mismos.

ENDESA tiene suscritas pólizas de seguros cuya cobertura mitigaría, en su caso, el impacto económico negativo que pudiese tener sobre ENDESA la materialización de este tipo de riesgos.

Este tipo de riesgos puede afectar a la fiabilidad de la información financiera preparada por ENDESA. Con el fin de controlar adecuadamente estos riesgos, ENDESA tiene implantado un Sistema de Control Interno de la Información Financiera (SCIIF).

Como Anexo I de este Informe de Gestión Consolidado se adjunta el Informe Anual de Gobierno Corporativo, que incluye un informe sobre el Sistema de Control Interno de la Información financiera (SCIIF) de ENDESA elaborado siguiendo la Circular de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), sobre el cual los Auditores de Cuentas de ENDESA han emitido un informe de revisión de acuerdo con la guía de actuación profesional establecida por las corporaciones.

6.4. Riesgos Financieros.

Los resultados económicos de ENDESA pueden verse afectados por determinados riesgos de mercado.

ENDESA está expuesta a distintos tipos de riesgos de mercado en el desarrollo habitual de su actividad, incluido el impacto de los cambios en los tipos de interés, el precio de "commodities" y las fluctuaciones del tipo de cambio de las divisas extranjeras, por lo que realiza una gestión activa de estos riesgos para evitar que tengan un impacto significativo en los resultados.

Riesgo de tipo de interés.

Las variaciones de los tipos de interés modifican el valor razonable de aquellos activos y pasivos que devengan un tipo de interés fijo así como los flujos futuros de los activos y pasivos referenciados a un tipo de interés variable.

El objetivo de la gestión del riesgo de tipo de interés es alcanzar un equilibrio en la estructura de la deuda que permita minimizar el coste de la deuda en el horizonte plurianual con una volatilidad reducida en la cuenta de resultados.

Dependiendo de las estimaciones de ENDESA y de los objetivos de la estructura de la deuda, se realizan operaciones de cobertura mediante la contratación de derivados que mitiguen estos riesgos.

La exposición a las fluctuaciones de los tipos de interés se controla mediante el seguimiento de límites de riesgo que reflejan la predisposición al riesgo y la estructura de la deuda definidas por los Comités de Riesgos de Iberia y Latinoamérica.

En la Nota 19.1 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas se exponen los activos y pasivos financieros clasificados por su tipo de interés.

Riesgo de tipo de cambio.

Los riesgos de tipo de cambio se corresponden, fundamentalmente, con las siguientes transacciones:

• Deuda denominada en moneda extranjera contratada por sociedades de ENDESA y asociadas.
• Pagos a realizar en mercados internacionales por adquisición de materias energéticas.
• Ingresos y gastos de las filiales latinoamericanas en la moneda funcional de cada sociedad, y, en determinados casos, referenciados a la evolución del dólar estadounidense.

Adicionalmente, los activos netos provenientes de las inversiones netas realizadas en sociedades extranjeras cuya moneda funcional es distinta del euro están sujetos al riesgo de fluctuación del tipo de cambio en la conversión de los estados financieros de dichas sociedades en el proceso de consolidación.

Con el objetivo de mitigar el riesgo de tipo de cambio, ENDESA contrata derivados y deuda en dólares estadounidenses destinados a cubrir ingresos referenciados al dólar estadounidense. Adicionalmente, ENDESA también trata de que se produzca un equilibrio entre los cobros y pagos de efectivo de sus activos y pasivos denominados en moneda extranjera. Sin embargo, las estrategias de gestión del riesgo pueden no ser plenamente eficaces a la hora de limitar la exposición a cambios en los tipos de interés y los tipos de cambio de divisas extranjeras, lo que podría afectar adversamente a la situación financiera y a los resultados.

La exposición a las fluctuaciones de los tipos de cambio se controla mediante el seguimiento de límites de riesgo que reflejan la predisposición al riesgo y la estructura de la deuda definidas por los Comités de Riesgos de Iberia y Latinoamérica.

En la Nota 19.2 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas se exponen los activos y pasivos financieros clasificados por su tipo de cambio.

Riesgo de precio de instrumentos financieros.

ENDESA se encuentra expuesta al riesgo de precio por sus inversiones en instrumentos financieros, fundamentalmente por las variaciones de tipos de interés y tipos de cambio y las variaciones en las cotizaciones de algunos instrumentos financieros en los mercados.

Este riesgo se gestiona mediante la identificación de inversiones que permitan optimizar la rentabilidad por el pago de intereses o dividendos y en la diferencia de precios de venta y compra.

La exposición a las fluctuaciones de precio de instrumentos financieros se controla mediante el seguimiento de límites de riesgo definidos por los Comités de Riesgos de Iberia y Latinoamérica, establecidos sobre una variación máxima del valor de mercado de estos instrumentos.

La información relativa a la medición del riesgo se expone en la Nota 19.7 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas.

Riesgo de precio de "commodities".

ENDESA se encuentra expuesta al riesgo de la variación del precio de "commodities" energéticas, incluidos los derechos de emisión de CO2, "Certified Emissions Reductions" (CERs) y "Emission Reductions Unit" (ERUs), fundamentalmente a través de:

• Compras de materias primas energéticas en el proceso de generación de energía eléctrica.
• Las operaciones de compra-venta de energía que se realizan en mercados nacionales e internacionales.

Este riesgo se gestiona en el largo plazo mediante la diversificación de contratos, la gestión de la cartera de aprovisionamientos mediante la referencia a índices que representan una evolución similar o comparable a la de los precios finales de electricidad (generación) o de venta (comercialización), y a través de cláusulas contractuales de renegociación periódica que tienen como objetivo mantener el equilibrio económico de los aprovisionamientos. En el corto y medio plazo las fluctuaciones de los precios de las diferentes "commodities" se gestionan mediante operaciones de cobertura específicas, generalmente por medio de derivados.

La exposición a las fluctuaciones de los precios de las "commodities" se controla mediante el seguimiento de límites de riesgo que reflejan la predisposición al riesgo definida por los Comités de Riesgos de Iberia y Latinoamérica. Estos límites están basados en los resultados esperados en base a un intervalo de confianza al 95%.

Adicionalmente, se realizan análisis particulares, desde la perspectiva de riesgos, del impacto de determinadas operaciones consideradas como relevantes en el perfil de riesgos de ENDESA y en el cumplimiento de los límites fijados.

La información relativa a la medición del riesgo se expone en la Nota 19.3 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas.

Riesgo de crédito.

Dada la coyuntura económica actual ENDESA viene realizando un seguimiento muy pormenorizado del riesgo de crédito.

En lo referente al riesgo de crédito correspondiente a las cuentas a cobrar por su actividad comercial, este riesgo es históricamente muy limitado dado el corto plazo de cobro a los clientes que no acumulan individualmente importes muy significativos antes de que pueda producirse la suspensión del suministro por impago, de acuerdo con la regulación correspondiente.

Con la actual coyuntura económica y financiera, ENDESA toma una serie de precauciones adicionales que incluyen, entre otras:

• Análisis del riesgo, evaluación y monitorización de la calidad crediticia de las contrapartes.
• Solicitud de garantías en los casos que así lo requieran.
• Petición de avales en contrataciones de nuevos clientes.
• Seguimiento exhaustivo de los saldos a cobrar de clientes.

Respecto del riesgo de crédito de los activos de carácter financiero, las políticas de gestión de riesgo que sigue ENDESA son las siguientes:

• Las colocaciones de tesorería se realizan con entidades de primer nivel en los mercados en que se opera.
• La contratación de derivados, así como el riesgo de crédito de operaciones de carácter financiero asociado a las "commodities" se realiza con entidades de elevada solvencia.

El control de riesgos de crédito de instrumentos financieros se realiza mediante el seguimiento de límites de riesgo definidos por los Comités de Riesgos de Iberia y Latinoamérica, que se establecen en términos de calidad crediticia y de exposición máxima de las contrapartes.

A pesar de que las medidas tomadas por ENDESA reducen de forma considerable la exposición al riesgo de crédito, el entorno económico existente no permite garantizar que ENDESA no pudiera incurrir en pérdidas como consecuencia del impago de importes a cobrar de carácter comercial o financiero.

La información relativa al riesgo de crédito se expone en la Nota 19.5 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas.

Riesgo de liquidez.

ENDESA mantiene una política de liquidez consistente en la contratación de facilidades crediticias comprometidas tanto con entidades bancarias como con sociedades del Grupo ENEL e inversiones financieras por importe suficiente para soportar las necesidades previstas por un período que esté en función de la situación y expectativas de los mercados de deuda y de capitales.

La exposición al riesgo de liquidez se controla mediante el seguimiento de límites de riesgo definidos por los Comités de Riesgos de Iberia y Latinoamérica.

Sin embargo, no es posible asegurar que una situación prolongada de crisis de liquidez en los mercados, que impidiese el acceso de los emisores a los mercados de capitales, no pudiera tener en el futuro una incidencia negativa en la situación de liquidez de ENDESA.

La información relativa al riesgo de liquidez se expone en la Nota 19.4 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas.

Concentración de clientes.

ENDESA está expuesta al riesgo de concentración de clientes en el desarrollo de su actividad comercial.

Este riesgo se gestiona y minimiza mediante una estrategia de negocio que cuenta con varios criterios de diversificación: geográfica (actividad comercial en diferentes países y territorios), tipología de clientes (grandes clientes industriales, empresas de tamaño medio y clientes de tipo residencial, tanto clientes privados como administraciones públicas), actividad económica de los clientes (actividad comercial con clientes que actúan en diferentes sectores) y tipología de productos comercializados (electricidad, gas natural y diferentes servicios de valor añadido).

Esta estrategia permite asegurar que las ventas a un cliente específico no representen un porcentaje significativo de los resultados económicos de ENDESA.

Este riesgo se controla mediante la monitorización periódica de las cuentas por cobrar de los clientes (deuda vencida y no vencida), tanto a nivel de cliente individual como por Grupo de entidades bajo un control común.

La información relativa al riesgo de concentración de clientes se expone en la Nota 19.6 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas.

6.5. Otros Riesgos.

ENDESA es parte en procedimientos judiciales y arbitrajes que podrían afectar a ENDESA.

ENDESA es parte en diversos procedimientos legales relacionados con su negocio, incluyendo contenciosos de naturaleza tributaria y regulatoria. También está siendo o puede ser objeto de inspecciones y comprobaciones de carácter tributario. En general, ENDESA está expuesto a reclamaciones de terceros en todos los órdenes jurisdiccionales (penal, civil, mercantil, social y contencioso-administrativo) y en arbitrajes nacionales e internacionales.

Si bien ENDESA estima que se han dotado las provisiones adecuadas a la vista de las contingencias legales a 31 de diciembre de 2013, no se puede asegurar que ENDESA tendrá éxito en todos los procedimientos ni que una decisión adversa no pueda afectar significativa y desfavorablemente a su actividad, situación financiera o al resultado de sus operaciones. Tampoco puede asegurase que no puedan plantearse por terceros nuevas reclamaciones que tengan un efecto significativo adverso.

La información relativa a litigios y arbitrajes se expone en la Nota 17.3 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas.

7. Política de Gestión de Riesgos e Instrumentos Financieros Derivados.

La información relativa a la política de gestión de riesgos e instrumentos financieros derivados se incluye en las Notas 19 y 20 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas.

8. Tecnología, Innovación y Protección del Medio Ambiente.

8.1. Actividades de I+D+i.

ENDESA tiene un modelo de innovación abierto y estructurado, en el que se incorporan las aportaciones de actores internos y externos, fomentando el desarrollo de un tejido industrial de carácter internacional basado en el conocimiento, a través del cual fomentar un nuevo modelo energético basado en el Ciudadano, en línea con las directrices europeas.

Durante el ejercicio 2013 se solicitaron cuatro nuevas protecciones de propiedad industrial de soluciones tecnológicas propias:

• Sistema distribuido de optimización y gestión energética en edificios.
• Sistema de control del proceso de carga/descarga de vehículos eléctricos, y procedimiento de carga mediante dicho sistema.
• Poste de distribución de energía eléctrica con sistema de puesta a tierra incorporado.
• Dispositivo para la identificación no invasiva de conexiones de clientes en la red de distribución, sin necesidad de corte (LOF).

La inversión directa de ENDESA en actividades de I+D+i en 2013 y 2012 fue como sigue:

Millones de Euros
Inversión Directa I+D+i	2013	2012	% Var.
Negocio en España y Portugal	23	75	(69,3)
Negocio en Latinoamérica	17	9	88,9
TOTAL	40	84	(52,4)
Proyectos ejecutados (Nº)	220	90	144,4
Patentes de soluciones tecnológicas propias solicitadas (Nº)	4	5	-

Además de las cifras señaladas, se movilizaron otras inversiones procedentes de los socios tecnológicos en los proyectos y consorcios de I+D+i liderados por ENDESA.

A lo largo del año, ENDESA reforzó la coordinación con ENEL de todas sus actividades de investigación, desarrollo tecnológico e innovación, en las áreas de interés común y en los mercados en los que ambas operan a través del Programa de "Recerca Strategica", compuesto por ocho programas de investigación en tecnologías de relevancia:

1. Flexibilidad operativa de plantas.

2. 1. Automatización y diagnóstico avanzado.
3. 1. Almacenamiento energético y herramientas de gestión para recursos variables.
4. 1. Control de contaminantes y residuos.
5. 1. Ciberseguridad y cero accidentes.
6. 1. Nuevos usos de la electricidad.
7. 1. Monitorización de nuevas tecnologías nucleares.
8. 1. Energías renovables.

Las actuaciones de ENDESA en innovación se impulsan y coordinan a través de la Dirección Corporativa de Innovación, en estrecha coordinación con ENEL y los equipos de innovación de las líneas de negocio, bajo un modelo estructurado, con criterios comunes de selección de proyectos, captura del conocimiento tecnológico y puesta en valor, siempre considerando las particularidades regulatorias y de negocio de cada país.

Igualmente, se gestiona de forma centralizada la obtención y optimización de las subvenciones, deducciones fiscales y ayudas financieras a estas actividades.

En cuanto a la gestión interna de la innovación, cabe destacar la aplicación global de gestión de ideas de empleados llamada "Eidos Market", constituyendo ésta una iniciativa pionera que ha conseguido recoger unas 2.000 ideas de los empleados desde su lanzamiento. La plataforma hace uso de las metodologías más avanzadas, como son la filosofía de "Crowdsourcing" o las técnicas de "Mercados predictivos" en la captación de ideas para maximizar el potencial innovador aprovechando la inteligencia colectiva de la red social de trabajadores.

Durante 2013, cada empresa realizó diversos programas y actividades internos y externos, orientadas a gestionar la innovación, consolidando una cultura creativa e innovadora en la organización, por medio de campañas de comunicación, difusión, formación y reconocimiento a empleados por su contribución innovadora. Adicionalmente, se celebró simultáneamente en todas las empresa la Semana de Innovación y Medio Ambiente.

Dentro de su modelo de innovación abierta, ENDESA ha tomado la decisión de acercarse a los emprendedores como fuente de soluciones a los retos propuestos por sus negocios.

En 2013 se ha fallado la primera edición del concurso ENEL LAB, dotado con 15 millones de euros, cuyo objetivo es la promoción de jóvenes empresas españolas e italianas que estén desarrollando sus proyectos en el ámbito de las tecnologías limpias. Como resultado de esta primera edición, ENDESA va a mentorizar a "MIRUBEE", empresa española del sector de la eficiencia energética.

Dentro de los numerosos proyectos realizados a lo largo del 2012 destacan los desarrollados dentro del ámbito de la movilidad eléctrica y las "Smartcities".

Movilidad Eléctrica

ENDESA sigue con su compromiso firme en el desarrollo de tecnologías de movilidad eléctrica, y desempeña un rol activo en este ámbito para posicionarse como el líder sectorial en movilidad eléctrica a escala internacional.

En este contexto, los esfuerzos realizados han permitido desarrollar tecnología y acuerdos materializados en resultados. Así, en el año 2013, ENDESA ha instalado 253 puntos de recarga para vehículos eléctricos en España y más de 58 en Latinoamérica, donde destaca la puesta en servicio de los nuevos cargadores rápidos en estaciones de servicio capaces de limitar la potencia en situaciones de alta demanda energética en la ciudad.

Esta actividad recurrente en el desarrollo tecnológico ha permitido cerrar con éxito la primera fase de proyectos de recarga rápida como el dispositivo telegestionado de control de equipos de carga rápida "Crave", o el equipo de carga rápida conductiva con almacenamiento "Surtidor", obteniendo productos que están siendo instalados en los clientes en todas las áreas de operación de la empresa.

Durante 2013 ha finalizado de manera exitosa el Proyecto "Fasto" cuyo objetivo es la definición, desarrollo, producción y validación a nivel pre-comercial de un catálogo de equipos de carga rápida común, y que actualmente ya está en fase de comercialización. La solución completa con los tres sistemas de carga rápida integrados se presentó en el congreso EVS27 y busca cumplir los requisitos de todas las unidades de negocio creando a la vez nuevas oportunidades comerciales gracias a su integración dentro del sistema de gestión Electric Mobility Management System (EMMS).

ENDESA ha creado e impulsado un consorcio de empresas para el desarrollo de tecnología española para la carga por inducción dinámica para autobuses, denominado "Victoria". El consorcio fue aprobado dentro del plan de inversiones "Interconnecta" del Centro para el Desarrollo Tecnológico Industrial (CDTI). Este Proyecto permitirá construir el primer carril inductivo dinámico de España y tiene unos ambiciosos objetivos tecnológicos y económicos para conseguir el desarrollo de la movilidad eléctrica pública.

"Unplugged", Proyecto desarrollado dentro de un consorcio internacional y cuyo objetivo es el desarrollo de una estación de carga rápida por inducción, así como la investigación en el uso de este sistema en entornos urbanos, con el objeto de verificar y comprobar las posibilidades de esta infraestructura. Durante 2013 ENDESA ha avanzado en el diseño de la estación y comenzará con las pruebas en el año 2014.

Otra de las línea de actuación es el desarrollo de los sistemas "Vehicle to Grid" (V2G) y, en concreto, durante 2013 se ha completado con éxito el Proyecto "V2M", que ha permitido el desarrollo tecnológico para la implementación de dicha tecnología en el Proyecto "Zem2all" (Zero Emissions Mobility to All), donde se ha realizado el despliegue de una infraestructura de seis cargadores capaces de ofrecer servicios bidireccionales a vehículos comerciales.

Otro grupo de acciones se orienta a la promoción de la movilidad eléctrica en entornos reales desarrollando proyectos a escala de demostración. Y aquí caben destacar las actividades realizadas en los Proyectos "Green eMotion" del VII Programa Marco y "Zem2all".

El Proyecto "Zem2all" es un Proyecto demostrativo de movilidad eléctrica, ha logrado el despliegue de 22 cargadores rápidos, 6 cargadores V2G, el centro de control e información y 160 coches eléctricos entre empresas y particulares, comenzando su fase de operación en abril de 2013 y que, hasta ahora, ha obtenido un alto grado de satisfacción entre los participantes.

El Proyecto "Green eMotion" ha permitido la implantación durante el año del parking para la flota de vehículos de ENDESA en Barcelona, incluyendo puntos de recarga de tres tipos, vinculada, rápida y V2G, mientras que en Málaga se ha desplegado la infraestructura para los casos de uso de gestión de la demanda en aparcamientos.

En Latinoamérica, la empresa colombiana Codensa, S.A.E.S.P. puso en servicio la primera estación de carga para taxis eléctricos en Bogotá, que ofrecerá el servicio de recarga para los 50 vehículos aprobados por la municipalidad. Está prevista la instalación de 55 cargadores distribuidos en cuatro diferentes zonas de aparcamiento y se están fabricando estructuras de protección antivandálicas y configurando el sistema de pago.

Igualmente en Colombia, se ha llegado a un acuerdo entre Codensa, S.A.E.S.P., la Alcaldía de Bogotá y la Secretaría de Movilidad y Ambiente, para incorporar autobuses eléctricos en troncales de Transmilenio antes del año 2015.

En Chile, Chilectra, S.A. desarrolló un Proyecto en el cual se pondrá un servicio un autobús eléctrico en un recorrido de transporte público, conectando las instalaciones de "SmartCity" de Santiago y la red del Metro. Esta experiencia pretende demostrar la aplicabilidad de esta tecnología en el sistema de trasporte público de las grandes urbes latinoamericanas.

Por su parte, en Argentina se puso en servicio la primera estación de carga para vehículos eléctricos disponible en el país.

Smartcities

ENDESA está desarrollando los conceptos de "Smart Grid" en los programas de "SmartCity", que lidera con varios proyectos. En España, se ha cumplido el quinto año de la puesta en marcha de la "SmartCity" de Málaga y el tercero de la "SmartCity" de Barcelona. En Latinoamérica han continuado desarrollándose los Proyectos de Búzios (Brasil) y Santiago de Chile, lanzados en 2012.

• Málaga "SmartCity": Durante 2013 se ha dado por concluida la primera parte del Proyecto, y se ha iniciado la segunda, continuando con las acciones orientadas a la integración de las "Smart Grids" y urbanismo sostenible en un nuevo concepto de "Ciudad Inteligente". Se han desarrollado e instalado diferentes tecnologías de última generación en materia de producción y almacenamiento distribuidos de energía, infraestructuras de recarga para la movilidad eléctrica y soluciones pioneras de eficiencia energética en edificios, empresas y hogares, con involucración activa de los consumidores finales. Esta experiencia ha demostrado la viabilidad de este nuevo modelo de gestión energética en las ciudades al conseguir un ahorro energético superior al 20%, una reducción del 20% en las emisiones de CO² al año y un notable aumento de energía procedente de fuentes renovables. El Proyecto se ha ejecutado en una zona de la ciudad que alberga 12.000 clientes domésticos, 300 industriales y 900 de servicios.
• "SmartCity" Barcelona: Continúa el desarrollo de un nuevo modelo energético, desplegando y probando las tecnologías más avanzadas de telegestión de contadores, automatización de la red, iluminación eficiente, integración de renovables y movilidad eléctrica, en una serie de actuaciones repartidas por toda la ciudad. Entre las acciones más destacadas llevadas a cabo se encuentra la iniciativa "Future Grid for Electric Energy Distribution", para la implantación de dispositivos de monitorización y control en

más de 1.400 Centros de Transformación, lo que repercute en una mejor continuidad y calidad del suministro. Se ha continuado asimismo con el desarrollo de la Casa Solar, que alberga el "Smart Grid Service Center", el centro operativo desde el cual se monitorizan y gestionan los procesos puestos en marcha en el marco de Smart City Barcelona y toda la información asociada.

• Cidade Inteligente Buzios: Se trata del primer Proyecto "SmartCity" llevado a cabo en Latinoamérica, concretamente en la ciudad de Buzios del Estado de Rio de Janeiro. Entre sus principales objetivos, están la integración de tecnologías como el "Smart Metering", automatización de red, movilidad eléctrica, iluminación pública inteligente y generación distribuida a fin de evaluar su viabilidad económica, técnica y social. Durante 2013 se ha instalado el primer punto automatizado y se han realizado las pruebas de comunicaciones para el despliegue.
• "SmartCity" Santiago: Desplegado en el distrito Ciudad Empresarial de Santiago de Chile a fin de probar la integración de tecnologías como el "Smart Metering", automatización red, vehículos eléctricos, iluminación pública y generación distribuida evaluando los aspectos económicos, técnicos y sociales de las mismas. Durante 2013 se han instalado los elementos de iluminación eficiente, y se ha alcanzado la cifra de 100 "Smart Meters" en operación desde la inauguración del Proyecto.

Plataformas Tecnológicas.

ENDESA continúa colaborando en España con diversas plataformas tecnológicas, entre las que destaca la Plataforma Tecnológica de Eficiencia Energética, la Plataforma de Redes Eléctricas del Futuro (FUTURED) donde es miembro del Grupo Rector, y la Plataforma de Fisión Nuclear (CEIDEN), donde es responsable de la Secretaría Técnica. Asimismo, presta colaboración en otras áreas como la Plataforma Tecnológica Española del CO2, la Plataforma Tecnológica Española del Hidrógeno y de las Pilas de Combustible, la Plataforma Tecnológica Española para la Seguridad Industrial (PLATI) y la Plataforma Española de Biomasa (BIOPLAT).

Asimismo, ENDESA mantiene líneas activas de participación en otras instituciones, entre las que destaca la presencia como patrono fundador en las Fundaciones IREC (Institut de la Recerca en Energia de Catalunya), la Corporación Tecnológica de Andalucía (CTA) y la Fundación Pro Rebus de la Real Academia de Ingeniería de España.

En Latinoamérica, destaca la participación en Colciencias (Colombia), así como el acuerdo de colaboración con el Centro de Investigación sobre Sostenibilidad Energética (CISE) de la Universidad Pontifica Católica de Chile.

Proyectos de Innovación.

La coordinación de los diferentes equipos de trabajo de ENDESA, durante el año ha permitido la optimización de recursos y la identificación de sinergias por valor de 23 millones de euros a través del conocimiento y resultados compartidos en distintos ámbitos.

Seguridad laboral.

Durante 2013 se ha lanzado el Comité de Innovación de Sinergias de Seguridad para impulsar y agilizar los proyectos de innovación orientados a mejorar en seguridad laboral e implementar tecnologías exitosamente probadas.

• "Anti Fall Sustems for Ladders": Escaleras recubiertas con fibra de vidrio sin ningún elemento mecánico a la vista y utilizable en todas las ubicaciones incluidas las que tengan cableado a la vista.
• Dispositivo personal de detección de tensión: Dispositivo detector de presencia de campos eléctricos a través de una antena de radio.
• Defensas para postes: Protecciones para postes para aumentar la amortiguación de golpes de vehículos sin causar daños graves en el poste y aumentando la seguridad de los conductores y pasajeros.
• Casco de seguridad integral: Casco de seguridad con cámara de vídeo, auriculares y micrófono transmitidos por Wifi para permitir la supervisión a distancia, disponiendo de una mayor comunicación y permitiendo dar apoyo a los operarios en tareas peligrosas.

La cartera de proyectos de innovación tecnológica de ENDESA está estructurada en torno a ejes tecnológicos alineados en función de sus objetivos en el medio y largo plazo, los cuales se orientan a la optimización de recursos y la generación de valor añadido, a través de los siguientes proyectos relevantes:

Tecnologías de Generación

• Menos CO2: Planta experimental de absorción química para captura de CO² mediante el uso y evaluación de nuevos absorbentes químicos basados en aminas.
• "Bionatur": Proyecto para la validación de la tecnología de desulfuración extrema y eliminación de contaminantes con sorbentes sólidos a escala de laboratorio con gases reales de combustión de la central térmica Litoral.
• Planta piloto de "Captura de CO² con microalgas": Planta piloto situada en la central térmica Litoral destinada a la valorización del CO² procedente de gases de combustión, mediante el cultivo de microalgas, con el fin de obtener productos comerciales.
• "O2gen": Proyecto orientado al estudio de la segunda generación de la tecnología "OxyCFB" con altos ratios de O2/CO2, en calderas pequeñas y con menores costes.
• "Capim Elefante": Desarrollo para la optimización en una granja experimental del ciclo vital de esta especie herbácea, mejorando la disponibilidad de biomasa en el mercado brasileño y en otros países sudamericanos.
• Laguna de Enfriamiento: Proyecto que pretende evaluar la aplicabilidad de lagunas cristalinas como sistema alternativo de enfriamiento para centrales térmicas, realizando una en terreno de la central San Isidro (Chile) que contempla la construcción de una laguna de 5.000 m² (10.000 m³ ), la cual será operada por cuatro meses, conectada térmicamente al sistema de enfriamiento de la central con el fin de estudiar el desempeño de la tecnología.
• Herramienta para optimización de recursos de programación diaria: Desarrollo de un modelo de optimización de la programación horaria de las centrales hidráulicas, permitiendo una utilización más eficiente de los recursos hídricos disponibles en Chile.
• Mezclado de carbón de combustión: Evaluación y ajuste de parámetros de combustión de carbones y mezclas en la zona de influencia de la central térmica de Termozipa

(Colombia) aumentando la eficiencia de la combustión y reduciendo el impacto ambiental de la operación de la planta.

• "Televisi": Desarrollo de tecnologías de visión artificial orientadas a la monitorización y optimización de los sistemas de mantenimiento en centrales hidráulicas.
• "Intogener": Desarrollo de un sistema operacional para la predicción de caudales de deshielo, utilizando información satelital, con la perspectiva de mejorar los pronósticos utilizados para la operación del sistema eléctrico. Empresa Nacional de Electricidad, S.A. participa como usuario del sistema durante la fase pre-operacional.

Eficiencia energética y almacenamiento

• "EnergyTic": Soluciones innovadoras que permiten a los clientes en viviendas sociales alcanzar los objetivos de ahorro de agua y energía. Se contará con 1.000 viviendas en Francia y 700 viviendas en España. ENDESA participa activamente en este Proyecto europeo como socio tecnológico liderando en España la contribución de la telegestión en los clientes.
• "Novare Energrid": Sistema distribuido de infraestructuras inteligentes para la gestión de la oferta y demanda de la red eléctrica. El sistema permite gestionar la producción y el consumo de energía a partir de pequeños nodos (vivienda, empresas) creando un sistema descentralizado. Además, el Proyecto pretende potenciar la mejora de la gestión energética de los edificios, mediante el diálogo entre consumidores, generadores y usuarios. Durante el año 2013 ha pasado a fase de comercialización.
• "Store": Proyecto de almacenamiento energético mediante tecnologías de almacenamiento de aplicación directa a los sistemas eléctricos de potencia orientado hacia la mejora de los desequilibrios temporales de producción y consumo, desarrollado en las Islas Canarias.
• "Bess": Instalación en la central térmica Tarapacá (Chile) de un sistema de almacenamiento de energía (6 MW/1,5 MWh) para ser entregada al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) en caso de una perturbación severa de frecuencia.
• "Storage": Desarrollo en Brasil de un sistema de almacenamiento de energía con diferentes tecnologías de Li-ion (NMC y LFP) de capacidad de 200 kWh para su conexión con una "SmartGrid", con el objetivo de evaluar su impacto en el sistema.
• "Capacitador Electrónico": Dispositivo desarrollado en Brasil para la corrección de la energía reactiva en baja tensión, orientado a clientes residenciales con pequeño consumo, mejorando así la calidad del suministro.

Distribución y Redes inteligentes

– Telegestión: Tiene como objetivo implantar un sistema de control y gestión automático y remoto del suministro eléctrico de clientes domésticos. Se trata de un sistema pionero en España, que se implantará en el domicilio de los clientes para sustituir los contadores eléctricos tradicionales. Durante 2013 se ha llegado a la cifra de 4,2 millones de contadores inteligentes instalados en España.

• "Smartie Plus": Desarrollo de un nuevo dispositivo de electrónica de potencia que permite mejorar la utilización de los activos de red en los sistemas actuales, posibilitando la maximización de la distribución de cargas, mejorando la calidad de suministro y permitiendo una mayor y mejor penetración de las energías renovables en la red de distribución.
• "Orion": Piloto de tecnologías de redes inteligentes y automatización en la red de Media Tensión, para la mejora del servicio en zonas rurales de Cundinamarca (Colombia).
• Efecto "Carson": Desarrollo de nueva configuración de puesta a tierra para trasformadores de media y baja tensión en zonas reduciendo la impedancia del terreno y, en consecuencia, los costes de mantenimiento y operación.
• "Cable Cure": Tecnología de regeneración de cables subterráneos dañados por el envejecimiento producido por el agua y el los agentes meteorológicos, sin necesidad de ningún tipo de corte de suministro a clientes. Esta medida puede producir un 65% de ahorro respecto a la alternativa tradicional de sustitución del cable.

Energía nuclear

Las actividades de I+D en el ámbito nuclear se desarrollan a través de la participación en distintos programas. Además, ENDESA ostenta la Secretaría de la Plataforma Tecnológica de Fisión Nuclear Española (CEIDEN), que coordina las actividades de I+D+i del sector. Asimismo, a través del Comité de Energía Nuclear de la Asociación de la Industria Eléctrica Española - UNESA, ENDESA promueve proyectos de investigación de interés para sus centrales nucleares. Algunos programas de especial relevancia son los siguientes:

• Programa nuclear del EPRI, que tiene como objetivo alcanzar la excelencia operativa de las centrales nucleares.
• Programa coordinado de investigación PCI, llevado a cabo con la participación de las empresas del sector y del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) y cuya finalidad es analizar la seguridad de las plantas nucleares, tanto para los explotadores como para el organismo regulador.
• Programa conjunto PIC de las compañías eléctricas y la Empresa Nacional del Uranio, S.A., que coordina las actividades de I+D+i relacionadas con el combustible nuclear, definiendo proyectos de interés común.

8.2. Protección del Medio Ambiente.

El desarrollo sostenible es un pilar esencial en la estrategia de ENDESA, incluyendo como uno de los compromisos más importantes la protección del medio ambiente. Esta actitud constituye un signo de identidad positivo y diferencial para ENDESA ya que se trata de un principio fundamental de comportamiento que se encuentra expresamente recogido en sus valores empresariales.

Con este compromiso se pretende minimizar el impacto de la actividad industrial de ENDESA en el medio natural en el cual opera. Fundamentalmente se consideran aspectos relacionados con la lucha frente al cambio climático, una adecuada gestión de residuos, emisiones a la atmósfera, vertidos, suelos contaminados y otros potenciales impactos negativos.

Además, la gestión medioambiental de ENDESA pretende minimizar en lo posible el consumo de los recursos naturales y apuesta por la conservación de la biodiversidad de los entornos donde opera.

Por otra parte, la evaluación de los riesgos medioambientales asociados al desarrollo de las actividades de la empresa y las certificaciones medioambientales obtenidas de entidades externas ayudan a asegurar la excelencia en la gestión ambiental de ENDESA, que está integrada y alineada con su estrategia corporativa.

El compromiso con el respeto y la preservación del medio ambiente incide directamente en el proceso de toma de decisiones por parte de la Alta Dirección. De hecho, el medio ambiente constituye una de las líneas estratégicas prioritarias dentro del marco del Plan de ENDESA de Sostenibilidad 2008-2012 (PES), que ha prorrogado un año su vigencia extendiéndolo a 2013, mientras se prepara y consensua el nuevo Plan de Sostenibilidad del Grupo ENEL. Dicho Plan de Sostenibilidad 2008-2012 (PES) refuerza significativamente el compromiso tradicional de ENDESA con la protección del entorno natural, afrontando de forma decidida la lucha contra el cambio climático y buscando la excelencia en la gestión del resto de aspectos medioambientales antes mencionados.

Las inversiones y gastos de ENDESA en actividades relacionadas con la gestión medioambiental en 2013 y 2012 han sido:

Millones de Euros
Inversión Anual Medio Ambiente	2013	2012	% Var.
Negocio en España y Portugal	30	36	(16,6)
Negocio en Latinoamérica	56	34	64,7
TOTAL	86	70	22,9
Millones de Euros
Inversión Acumulada Medio Ambiente	2013	2012	% Var.
Negocio en España y Portugal	1.311	1.283	2,2
Negocio en Latinoamérica	69	42	64,3
TOTAL	1.380	1.325	4,2

Millones de Euros
Gasto Anual Medio Ambiente	2013	2012	% Var.
Negocio en España y Portugal	126	140	(10,0)
Negocio en Latinoamérica	4	2	100
TOTAL (1)	130	142	(8,5)

(1) De los gastos relacionados con actividades medioambientales, 53 millones de euros en 2013 y 49 millones de euros en 2012 corresponden a la dotación de amortizaciones de las inversiones.

España y Portugal.

Aspectos tales como la gestión integral del agua, la identificación y el control de los riesgos y pasivos ambientales, la gestión ambiental eficiente (optimización de consumo de recursos y minimización de impactos), la lucha contra el cambio climático y, muy especialmente, la potenciación de la conservación de la biodiversidad, son los ejes estratégicos en que se basa la política ambiental de ENDESA.

Gestión ambiental excelente.

En el ámbito de la gestión ambiental excelente, que constituye uno de los tres ejes principales del Plan de Medio Ambiente y que incluye la gestión integral del agua, los sistemas de gestión y certificación, la gestión de riesgos y pasivos ambientales y la gestión de la regulación sobre emisiones, cabe destacar las siguientes actuaciones desarrolladas en 2013:

• En el ámbito de la gestión integral del agua, ENDESA se ha adherido por cuarto año consecutivo al CDP Water Disclosure, iniciativa en la que este año han participado 180 grandes empresas y que analiza los principales riesgos y oportunidades detectadas por las compañías en relación a la disponibilidad del agua, así como las tendencias de las mismas en la gestión del riesgo asociado.
• En el ámbito de los sistemas de gestión medioambiental en España y Portugal, se han mantenido todas las certificaciones de los sistemas de gestión ambiental según la Norma ISO 14001 que ENDESA tiene implantados en todos los negocios de este ámbito geográfico. Por lo que respecta al Reglamento Europeo EMAS en 2013 se ha realizado la implantación del sistema en la central térmica Jinámar y en la central diesel El Palmar y se ha realizado el registro de la central térmica de ciclo combinado Besós. En España y Portugal, al cierre de 2013 se encuentra certificada en ISO 14001 el 97,23% de la potencia instalada, así como la totalidad de las terminales portuarias, explotaciones mineras e instalaciones de distribución. Durante 2013 se ha extendido el Sistema Integrado de Gestión Ambiental, Energética y de Calidad Ambiental de Interiores (SIGAEC) implantado en la sede social desde 2011 a 18 edificios más del territorio español. Por lo que respecta a Marruecos, la central térmica de ciclo combinado Tahaddart mantuvo su certificación medioambiental ISO 14001 en 2013.
• En el ámbito de la gestión de riesgos, se ha finalizado la implantación del Proyecto global "MAPEC – Mapping of Environmental Compliance", que, en base a una metodología propia, permite a las instalaciones autoevaluar el cumplimiento de la normativa ambiental y el desempeño ambiental de las instalaciones. En 2013, el resultado del mismo para España y Portugal ha sido que el riesgo ambiental es bajo en todas las instalaciones.
• En el ámbito de la gestión de la regulación de emisiones en España y Portugal, cabe indicar que ENDESA está acogida al Plan Nacional de Reducción de Emisiones 2008-2015 (PNRE) de las Grandes Instalaciones de Combustión (GIC). En el marco de este Plan, ENDESA ha llevado a cabo importantes actuaciones en sus instalaciones para reducir las emisiones atmosféricas, lo que le ha permitido alcanzar reducciones respecto a 2008 del 30% de emisiones de dióxido de azufre (SO2), del 51% de óxido de nitrógeno (NOX) y del 47% en el caso de las partículas en las grandes instalaciones de combustión acogidas al Plan Nacional de Reducción de Emisiones (PNRE).

Cambio climático.

La lucha contra el cambio climático es uno de los ejes principales del Plan de Sostenibilidad 2008- 2012 (PES) y, en particular, de su Programa de Cambio Climático que incluye cinco líneas estratégicas centradas en las energías renovables, el desarrollo tecnológico, la eficiencia energética, el transporte sostenible y los Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL) y Acción Conjunta (AC).

ENDESA ha consolidado el inventario de emisiones de gases de efecto invernadero, que incluye todo el ciclo de vida de cada uno de los elementos, negocios y ubicaciones de la Compañía, y considera tanto las emisiones directas como las indirectas, que aún no siendo generadas en fuentes controladas por la Compañía, son consecuencia de las actividades de ésta. En el año 2013 se han verificado por parte de la Asociación Española de Normalización y Certificación (AENOR) los resultados de la Huella de Carbono del período 2009-2011 conforme a la Norma UNE ISO 14.064, así como los resultados de la Huella de Carbono 2012.

En materia de eficiencia energética, ENDESA continuó desarrollando su Plan Global de Eficiencia Energética 2010-2014 (PGE3) centrado en tres líneas de actuación: la eficiencia de las infraestructuras y la gestión activa del consumo energético, la puesta en valor de las actividades desarrolladas en este terreno, la concienciación de los empleados en hábitos responsables de consumo.

Asimismo, ENDESA está firmemente comprometida con el desarrollo de iniciativas de movilidad eléctrica en sus mercados, liderando grupos de trabajo de estandarización y normalización, desarrollo de proyectos de I+D+i, así como de soluciones tecnológicas propias.

Por lo que se refiere a los Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL), actividad que se desarrolla desde la Unidad Internacional de ENEL denominada Carbon Strategy Unit, cabe destacar que la cartera de "Certified Emissions Reductions" (CERs) y "Emission Reductions Unit" (ERUs) contaba, a 31 de diciembre de 2013, con cerca de 80 proyectos de Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL), con aproximadamente 166 millones de toneladas de reducción de dióxido de carbono (CO2), disponiendo a final del ejercicio del 7% de los créditos concedidos por Naciones Unidas.

A través de los mecanismos flexibles, en 2013 ENDESA ha evitado las emisiones de más de 8 millones de toneladas de CO2, que, sumadas a las reducciones conseguidas en años anteriores, alcanzan la cifra de casi 66 millones de toneladas de CO2.

ENDESA ha participado un año más en el prestigioso índice en materia de cambio climático CDP, y en el Informe Global 500 CDP 2013 se ha posicionado como la cuarta compañía eléctrica con una puntación de 98%. La importante progresión en la puntación obtenida por ENDESA en este índice es fruto de la implantación y consolidación que se ha venido desarrollando en materia de cambio climático, con un compromiso que se ha intensificado a través de su Plan de Sostenibilidad 2008- 2012 (PES).

Conservación de la biodiversidad.

El actual Plan para la Conservación de la Biodiversidad de ENDESA, que se encuadra dentro del tercer eje principal del Plan de Medio Ambiente, viene a culminar la dilatada trayectoria de la Compañía en la materia. Si en 2012 se diseñó la estructura del Plan, en 2013, se ha empezado a poner en práctica, con el resultado de una notable eficiencia y un alto grado de éxito en la consecución de los primeros hitos.

El Plan para la Conservación de la Biodiversidad de ENDESA aporta una estructura que permite seleccionar y valorar, bajo criterios de interés científico, social y aplicado, todas las iniciativas recibidas, tanto internas como externas, en materia de conservación de biodiversidad. A continuación, cada iniciativa es tipificada y clasificada dentro del Plan y, finalmente, es introducida en una base de datos para su seguimiento hasta el final del Proyecto.

En 2013, dentro del Plan se han desarrollado 31 iniciativas de conservación de la Biodiversidad, de las cuales 18 son nuevos proyectos y 13 provienen de años anteriores. Se han finalizado 7 iniciativas y las otras 24 tendrán continuación en 2014. Si se realiza el desglose por áreas de actuación, se obtiene un total de 10 proyectos llevados a cabo dentro del campo de la protección

de la avifauna, 16 relacionados con los ecosistemas acuáticos (4 de ellos enfocados al estudio de especies exóticas invasoras), y por último, 5 proyectos sobre hábitats y usos del territorio.

Latinoamérica.

Gestión ambiental excelente y cambio climático.

Los principales proyectos realizados en este contexto durante el ejercicio 2013 han sido los siguientes:

• Chile: En gestión del agua, en 2013 se ha recabado información para posteriores estudios con el objetivo de reducir el consumo de agua. Como parte del Convenio de Colaboración entre Empresa Nacional de Electricidad, S.A. y "Crystal Lagoons", en 2013 se inició en la central térmica de San Isidro una prueba piloto para crear un circuito cerrado de enfriamiento. Se han hecho diversos seguimientos al Plan de Acción para el cumplimiento de los límites de emisiones, tanto para las exigencias de las Licencias Ambientales como de las respectivas Normas de Emisión. En 2013 se inició la operación de un nuevo sistema de abatimiento de partículas en suspensión en la central térmica de Tarapacá. Con el fin de dar cumplimiento a lo establecido en la Norma de Emisiones de Centrales Termoeléctricas, Empresa Nacional de Electricidad S.A. instaló nuevos y modernos Sistemas de Monitoreo Continuo de Emisiones (CEMS) en las chimeneas de las centrales térmicas de Taltal, San Isidro, San Isidro II, Bocamina y Quintero. Durante 2013, Chilectra, S.A. y Empresa Nacional de Electricidad S.A. realizaron autoevaluaciones ambientales. De las 29 instalaciones de generación en Chile, 28 de ellas cursaron exitosamente sus auditorías de seguimiento o recertificación a sus Sistemas de Gestión Ambiental (SGA), basados en la Norma ISO 14.001. La certificación de la Unidad 2 de la central térmica de Bocamina se ha programado para el 2015. A 31 de diciembre de 2013, el 94,4% de la potencia instalada en Chile cuenta con un Sistema de Gestión Ambiental (SGA), certificado en la Norma ISO 14.001. Por su parte Chilectra S.A. también está certificada bajo los estándares de la Norma ISO 14.001.
• Colombia: Durante 2013, Codensa, S.A. E.S.P. ha identificado 39,5 toneladas de policlorobifenilos (aceites transformadores), habiéndose gestionado para su eliminación 118,4 toneladas, dando cumplimiento a la normativa ambiental nacional e internacional relacionada con este tipo de residuo. Además, a través del Programa de Sustitución de Equipos en uso con alta probabilidad de contener policlorobifenilos (PCB), se han retirado 306 equipos e instalado un número igual de equipos libres de esta sustancia. Asimismo, el Proyecto piloto de lavado o descontaminación de equipos contaminados con policlorobifenilos (PCB) permitirá disminuir los costes de eliminación de los mismos aproximadamente en un 60%. Se ha desarrollado un programa de inspecciones ambientales a las bodegas de las empresas colaboradoras de Codensa, S.A. E.S.P. para verificar el cumplimiento permanente de la legislación ambiental y de los compromisos ambientales voluntarios de las instalaciones.

Conservación de la biodiversidad.

– Chile: Dentro del Programa de Biodiversidad hay que destacar la gestión realizada en la Fundación San Ignacio del Huinay conforme al convenio de colaboración suscrito en 2011 con el Consejo Superior de Investigaciones Científicas de España (CSIC) y la Fundación ENDESA España, y cuyo fin es el desarrollo de proyectos de investigación que tengan por objeto el estudio de la biodiversidad existente en la Región de los Fiordos Patagónicos de Chile. Los principales Proyectos de Conservación desarrollados en la Fundación han sido:

• Área marina protegida en el "Fiordo Comau": está previsto solicitar al Ministerio de Medio Ambiente la declaración del "Fiordo Comau" como área marina protegida de múltiples usos, y así asegurar el desarrollo sostenible del territorio.
• Proyecto de restauración ecológica de los bosques de Huinay.
• Apoyo a la comunidad local: instrumentada mediante el apoyo de los traslados de los colonos del fiordo hacia la localidad poblada más cercana, el suministro eléctrico a la localidad de Huinay así como de internet para la escuela local y el apoyo médico a los colonos.
• Colombia: Dentro del Programa de Biodiversidad, se continuó con la implementación y desarrollo de proyectos en las diferentes instalaciones, destacando la gestión de los proyectos de caracterización de la avifauna del embalse del Muña, y la gestión y recuperación del Bosque ENDESA. El Proyecto Bosque ENDESA es una iniciativa que tiene como fin la protección y restauración de 690 hectáreas de bosque alto andino para la conformación de una zona de conservación ambiental en ciertos municipios de la cuenca baja del río Bogotá. Durante 2013 se realizaron las siguientes actividades: construcción de senderos, caracterización de la fauna del bosque, y siembra de árboles en zonas degradadas.
• Perú: En 2010 Edegel, S.A.A. inició la caracterización de la biodiversidad del tramo intervenido por las operaciones de la central hidroeléctrica Chimay culminándose dicha actividad en el mes de agosto 2013, así como ciertos trabajos de forestación también financiados por Edegel, S.A.A. Durante 2013 continuaron por parte de Empresa Eléctrica del Piura, S.A. los trabajos de mantenimiento de superficies forestadas. Los beneficios que se esperan alcanzar están relacionados con la mitigación del impacto generado por la emisión de los gases de combustión, lograr la estabilidad biológica de taludes, controlar la erosión de suelo.

9. Recursos Humanos.

Plantilla de ENDESA.

A 31 de diciembre de 2013, ENDESA contaba con un total de 22.995 empleados, lo que supone un aumento del 0,8% respecto al ejercicio anterior. De esta plantilla global, el 48,5% trabaja en el Negocio en España y Portugal, y el 51,5% restante en el Negocio en Latinoamérica.

Número de Empleados

Plantilla Final	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012	% Var.
Negocio en España y Portugal	11.145	11.506	(3,1)
Negocio en Latinoamérica	11.850	11.301	4,9
TOTAL	22.995	22.807	0,8

La plantilla media de ENDESA durante el ejercicio 2013 ha sido de 22.890 personas: 11.316 en el Negocio en España y Portugal, y 11.574 en el Negocio en Latinoamérica. En cuanto a la composición de la plantilla por género, los hombres representan el 78,9% de la misma a 31 de diciembre de 2013 y las mujeres, el 21,1% restante.

La información relativa a la plantilla de ENDESA se incluye en la Nota 40 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas.

Seguridad y Salud Laboral.

El compromiso de ENDESA con la Salud y la Seguridad y su meta de "Cero Accidentes" abarca el desarrollo continuo de acciones de concienciación de riesgos, formación, comunicación interna y externa y la transferencia de conocimientos a través de diversas iniciativas.

En esta materia cabe destacar el Programa "One Safety", Proyecto de ámbito global del Grupo ENEL, que tiene dos objetivos fundamentales: consolidar el liderazgo en seguridad de los directivos de la Compañía y promover comportamientos seguros entre todos los empleados y contratistas.

En 2013 se mantuvo la tendencia a la baja de los indicadores de Seguridad y Salud Laboral de los últimos años. El índice de frecuencia combinado (trabajadores propios y contratistas) disminuyó un 16% (del 2,90 al 2,43) y el índice de gravedad combinado también registró una importante disminución del 17% (del 0,12 al 0,10). El número total de accidentes graves y mortales disminuyó un 13% (de 23 a 20).

Liderazgo y desarrollo de las personas.

ENDESA trabaja constantemente para identificar y desarrollar el potencial de sus personas, con el fin de que su desempeño contribuya a hacer de la Compañía una referencia en el sector. Bajo esta perspectiva, el Modelo de Liderazgo, el Modelo de Management, los Sistemas de Gestión del Rendimiento y el Global Professional System garantizan un desarrollo de las personas basado en el mérito y la capacidad.

El Modelo de Liderazgo es el conjunto de comportamientos que ENDESA espera de todos sus empleados, y brinda a éstos referencias para que trabajen de forma coherente para contribuir al liderazgo empresarial. Estos comportamientos giran en torno a siete factores orientados a la mejora continua y fomentan el cambio y la innovación dando prioridad a la seguridad en el trabajo.

El Modelo de Management ha evolucionado en 2013 hacia el denominado ENEL Global Banding System que incorpora, además de todas las posiciones directivas de la Compañía, los puestos clave de carácter técnico-profesional.

En 2013, un 70% de los trabajadores ha recibido una evaluación regular de desempeño y desarrollo profesional a través de alguno de los sistemas de evaluación de la Compañía (60% en 2012). Además, ENDESA ha puesto a disposición de sus empleados distintas herramientas de desarrollo profesional, como son las entrevistas individuales de desarrollo, el coaching o el mentoring.

Durante 2013 se ha completado el diseño del Global Professional System (GPS), cuyo objetivo es definir los perfiles profesionales de acuerdo a sus competencias técnicas. Este sistema permite conocer las competencias técnicas de todos los puestos y, en base a éstas, las necesidades de formación y/o posibles oportunidades de desarrollo para las personas que los ocupan.

Formación.

Las actividades de formación son planificadas y diseñadas siguiendo las principales líneas del Plan Estratégico de ENDESA, buscando como último fin contribuir al desarrollo de las competencias y habilidades que los empleados necesitan para alcanzar sus objetivos y hacer realidad la estrategia empresarial.

Teniendo en cuenta estos objetivos, en el ejercicio 2013 se dio prioridad a la Seguridad y Salud Laboral, se promovió la implementación de una cultura global, única y alineada y se fomentó el desarrollo con las capacidades técnicas.

Durante el año 2013, se dio formación al 82% de los empleados durante 965.565 horas, alcanzando una media de casi 42 horas por empleado (985.789 horas de formación durante 2012 con una media de 43 horas por empleado). La horas formativas se han distribuido fundamentalmente a través de las siguientes temáticas: Habilidades (31%), Negocio (29%), Seguridad y Salud Laboral (16%), Staff (16%) y Liderazgo (3%).

En 2013 las unidades de formación de ENDESA han pasado a formar parte de la Universidad Corporativa ENEL University, consolidándose varias iniciativas internacionales en ENDESA con el objetivo de globalizar la oferta formativa y generar economías de escala y eficiencia.

Los principales programas de formación impartidos en 2013 fueron:

• GOAL (Global One & Aligned) Managerial Training: Programa diseñado para todos los Manager para potenciar una cultura global, alineada con la estrategia, pero que también respeta y se enriquece con la diversidad.
• Junior Energy Training (JET): Programa dirigido a las nuevas incorporaciones que tiene como objetivo difundir los comportamientos y valores.

Atracción y retención del talento.

Con el objetivo de atraer el mejor talento, ENDESA lleva a cabo acciones de Employer Branding para posicionar a la Compañía como un lugar atractivo para trabajar en todos los mercados en los que opera, orientando sus esfuerzos hacia los perfiles más demandados. Para ello, en 2013 ha participado en ferias presenciales y virtuales de empleo, y ha colaborado con diversas instituciones para la potenciación del Plan de becas y prácticas.

ENDESA recurre, siempre que es posible, a la promoción interna a la hora de cubrir las vacantes, dando preferencia a profesionales con una destacada actuación en el desempeño de sus funciones.

En 2013 ENDESA ha incorporado a 1.373 trabajadores, de los cuales 1.168 empleados corresponden a las empresas de Latinoamérica (el 96% se trata de trabajadores locales). En 2012, ENDESA incorporó a 1.353 empleados, de los que el 96% eran trabajadores locales, y el 68% de dichas incorporaciones se realizó en Latinoamérica.

Gestión responsable de Personas.

Para avanzar en una gestión de personas de manera responsable, ENDESA dispone de un Plan de Responsabilidad Social Corporativa en Recursos Humanos denominado Plan Senda.

A través de este Plan se fijan anualmente distintos objetivos en las dimensiones que lo componen: diversidad e igualdad de oportunidades, conciliación y flexibilidad laboral, integración de personas con discapacidad y exclusión social, promoción del voluntariado e inversión socialmente responsable.

En materia de diversidad e igualdad de oportunidades, ENDESA mantiene un firme compromiso con los principios de igualdad de género y no discriminación trabajando para ser una empresa que respeta y gestiona las diferencias existentes entre las personas y que garantiza la igualdad de trato y oportunidades.

En 2013 se han seguido estableciendo objetivos relativos al incremento del porcentaje de contratación de mujeres. En España, los resultados de la contratación externa han alcanzado el 39% (34% en 2012) y, en Latinoamérica, destacan los resultados de Colombia con un 31% y Brasil con un 28% (37% y 32%, respectivamente, en 2012).

Clima Laboral.

En noviembre de 2012 se lanzó la Encuesta de Clima y Seguridad de manera simultánea a todos los empleados, alcanzando en ENDESA una participación del 76% y un nivel de compromiso del 74%.

Durante 2013 se diseñaron 1.467 iniciativas dirigidas a potenciar las fortalezas y utilizarlas como palancas para reforzar las áreas de mejora identificadas. Estas acciones se estarán ejecutando hasta noviembre de 2014, fecha en la cual está previsto el lanzamiento de una nueva Encuesta de Clima.

Diálogo Social.

En Iberia existían cinco convenios colectivos en vigor al finalizar el año 2013, que afectan a 10.724 personas, el 92% de la plantilla.

Las principales negociaciones que se han mantenido durante 2013 fueron el IV Convenio Colectivo Marco de ENDESA, la ampliación de la vigencia del "Acuerdo Marco de Garantías" y un acuerdo de medidas voluntarias de suspensión y extinción de contratos de trabajo, que se firmaron en el mes de diciembre.

El nuevo marco laboral se sustenta en tres ejes: flexibilidad, productividad y competitividad, para asegurar el cumplimiento de los retos empresariales y el respeto de las condiciones laborales de los trabajadores de la Compañía. En materia de flexibilidad laboral, se ha simplificado la clasificación profesional, se aplica una nueva regulación en movilidad funcional, se regula de manera homogénea la movilidad geográfica, y los incrementos económicos se realizarán con criterios de eficiencia, ajustados al contexto económico y parcialmente vinculados a la productividad. Respecto de la competitividad, se vinculan también las políticas salariales descritas a los resultados empresariales.

El actual Acuerdo de Garantías extiende su vigencia hasta el 31 de diciembre de 2018 y contempla la creación de un mecanismo por el que la empresa podrá ofertar bajas voluntarias indemnizadas o suspensiones del contrato de trabajo a los empleados que pudieran encontrarse sin ocupación efectiva.

En Latinoamérica, hay 46 convenios colectivos, de los cuales 8 son de Argentina, 15 de Brasil, 13 de Chile, 4 de Colombia, 5 de Perú y 1 que, aunque suscrito en España, afecta al personal que presta sus servicios en la cabecera de Negocio de Latinoamérica. Todos ellos regulan las condiciones de trabajo de 9.731 trabajadores, lo que equivale al 82,4% de la totalidad de la plantilla.

Durante 2013 se han firmado 14 convenios colectivos: 8 en Brasil, 2 en Chile y 4 en Perú.

10. Acciones Propias.

ENDESA no poseía acciones propias a 31 de diciembre de 2013 ni ha realizado ninguna operación con acciones propias durante el ejercicio 2013.

11. Otra Información.

11.1. Información Bursátil.

La evolución de la cotización de ENDESA en la Bolsa de Madrid y de los principales índices de referencia en los ejercicios 2013 y 2012, ha sido la siguiente:

Evolución de la cotización respecto al ejercicio anterior (%)	2013	2012
ENDESA, S.A.	38%	6%
Ibex-35	21%	(5%)
Eurostoxx 50	18%	14%
Euroxtoxx Utilities	9%	(9%)

La mejora de las perspectivas y condiciones macroeconómicas, fundamentalmente en las economías desarrolladas, junto con las políticas de estímulos monetarios llevadas a cabo por los principales bancos centrales, han explicado el buen comportamiento que ha caracterizado a los mercados bursátiles en 2013.

En Europa, el índice bursátil "Ibex-35" español destacó al poner fin a tres años consecutivos de caídas y cerrar el año con un ascenso de 21%, sólo por detrás de la Bolsa alemana, que repuntó un 26%. Levemente por debajo quedaron la Bolsa de París, con una subida del 18%, la Bolsa de Milán con un 17% y la Bolsa de Londres con un 14%. El índice bursátil paneuropeo "Eurostoxx 50" logró cerrar el año también con una apreciación del 18%, reflejando el aumento de la confianza sobre la estabilidad de la zona euro.

El año 2013 fue también especialmente positivo para las plazas no europeas, con la excepción de los mercados latinoamericanos. En Japón, el índice bursátil "Nikkei" cerró con un avance del 57%, la mayor revalorización anual en 40 años, mientras que en Estados Unidos los índices bursátiles "Nasdaq", "S&P 500" y "Dow Jones" acabaron con ganancias del 38%, 30% y 26%, respectivamente, después de marcar numerosos máximos históricos.

En el caso español, los inversores se mostraron optimistas ante las incipientes señales de mejora de la economía, con un Producto Interior Bruto (PIB) levemente positivo en el tercer trimestre (+0,1%), y su reflejo en la fuerte reducción de la prima de riesgo del país, que cerró el año en el nivel más bajo desde 2011. El diferencial con el bono alemán cayó más de 170 puntos básicos desde enero y terminó 2013 en los 220 puntos, demostrando de esta manera el cambio de percepción sobre el mercado español ya que las previsiones de varios organismos oficiales señalan que la economía española podría volver a crecer en 2014.

El sector eléctrico europeo, en un nuevo ejercicio caracterizado por las dificultades y debilidad de sus fundamentales como caída de la demanda, riesgo regulatorio y cuestionamiento del modelo eléctrico, entre otros, no se quedó, sin embargo, al margen de las subidas bursátiles. El índice bursátil sectorial "Dow Jones Eurostoxx Utilities" se apreció un 9%. La única excepción a la revalorización de las empresas europeas del sector eléctrico fue la de las eléctricas alemanas (E.On: -5% y RWE: -15%).

En España, la evolución del sector estuvo marcada por la introducción de impuestos a la producción de energía eléctrica con efectos a partir del 1 de enero de 2013 de acuerdo a la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, y por el objetivo de atajar el problema estructural del déficit de tarifa, una cuestión que se recogió en el Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, preludio de la completa reforma energética que el regulador emprendió en el segundo semestre del ejercicio y que se está desarrollando a través de una nueva Ley del Sector Eléctrico y varios Reales Decretos y Órdenes Ministeriales.

Como aspecto positivo, el ejercicio 2013 también se caracterizó por la finalización del proceso de titulización de los derechos de cobro sobre el déficit de tarifa que las eléctricas mantenían en sus balances a través del Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico (FADE), vehículo diseñado para este fin.

En este contexto, ENDESA que, como la renta variable española en general, partía de niveles de cotización afectados por la gran aversión al riesgo existente al inicio del ejercicio, tuvo un comportamiento destacado en bolsa y se situó a la cabeza del sector. La acción se apreció un 38% hasta cerrar el año en 23,30 euros por acción, máximos del ejercicio. Este nivel fue además un 46% superior al mínimo de 15,86 euros por acción registrado por el valor al cierre de la sesión del 17 de julio de 2013.

El anuncio a mediados del mes de diciembre de que ENDESA retomaba el pago del dividendo a cuenta con cargo a los resultados del ejercicio 2013 ayudó a cerrar de forma muy positiva el año bursátil.

Datos Bursátiles	31 de Diciembre de 2013	31 de Diciembre de 2012	% Var.
Capitalización Bursátil (Millones de Euros)	24.669	17.861	38,1
Nº de Acciones en Circulación	1.058.752.117	1.058.752.117	-
Nominal de la Acción (Euros)	1,2	1,2	-
Efectivo (Miles de Euros)	2.383.758	2.349.966	1,4
Mercado Continuo (Acciones)
Volumen de Contratación	128.023.145	163.073.796	(21,5)
Volumen Medio Diario de Contratación	502.052	637.007	(21,2)
P.E.R. (1)	13,1	8,8	-

(1) Cotización Cierre del Ejercicio / Beneficio Neto por Acción.

Cotización (Euros)	2013	2012	% Var.
Máximo	23,68	17,67	34,0
Mínimo	15,86	11,63	36,4
Media del Ejercicio	18,35	14,66	25,2
Cierre del Ejercicio	23,30	16,87	38,1

El Comité Asesor Técnico del índice "Ibex-35", en su reunión ordinaria celebrada el 16 de diciembre de 2013, y teniendo en consideración la liquidez de ENDESA, adoptó la decisión de excluir el valor del referido índice, haciéndose efectiva la exclusión del valor el pasado 23 de diciembre de 2013. Hasta esa fecha, ENDESA formaba parte del "Ibex-35" con un coeficiente aplicable del 10% sobre su capitalización, como consecuencia del capital flotante de la compañía (free-float), que es del 7,94%.

11.2. Política de Dividendos.

En febrero de 2013 el Consejo de Administración de ENDESA tomó la decisión de suspender el dividendo con cargo a los resultados de 2012 por prudencia ante la situación de incertidumbre regulatoria que vivía el sector y el elevado déficit de tarifa pendiente de titulizar en ese momento por las complicadas condiciones del mercado. Esta medida propuesta por el Consejo de Administración y aprobada posteriormente en la Junta General de Accionistas celebrada el 22 de abril de 2013, respondía al objetivo de fortalecer la posición financiera de la Compañía ante la complicada gestión del entorno económico, energético y regulatorio.

De cara a 2014, el Consejo de Administración de ENDESA, en su reunión celebrada el 17 de diciembre de 2013 acordó distribuir a sus accionistas un dividendo a cuenta de los resultados del ejercicio 2013 por un importe bruto de 1,5 euros por acción. Este pago, que ha supuesto un desembolso de 1.588 millones de euros, se hizo efectivo el pasado 2 de enero de 2014.

El estado contable previsional formulado de acuerdo con los requisitos legales establecidos en el artículo 277 de la Ley de Sociedades de Capital, poniendo de manifiesto la existencia de liquidez suficiente para la distribución de dicho dividendo, ha sido el siguiente:

Estado Previsional de Liquidez	Del 1 de Diciembre de 2013 al 30 de Noviembre de 2014
Disponible Inicial	6.732
Caja y Bancos	33
Créditos Disponibles	6.699
Aumentos de Tesorería	4.305
Por Operaciones Corrientes	2.453
Por Operaciones Financieras	1.852
Disminuciones de Tesorería	(827)
Por Operaciones Corrientes	(342)
Por Operaciones Financieras	(485)
Disponible Final	10.210
Propuesta de Dividendo a cuenta de los Resultados del ejercicio 2013	1.588

Millones de Euros

Dividendos (Euro / Acción)	Con Cargo al Resultado de 2013 (1)
A Cuenta (2 de Enero de 2014)	1,500
Complementario (2)	-
Dividendo por Acción Total (2)	1,500
Pay-out (%) (3)	84,5
Rentabilidad por Dividendo (%) (4)	6,4

(1) Con cargo al ejercicio 2012 la sociedad destinó el total del resultado del ejercicio a Remanente.

(2) Pendiente de aprobación por la Junta General de Accionistas.

(3) Dividendo Bruto Total / Resultado Neto de la Sociedad Dominante.

(4) Dividendo Bruto por Acción / Cotización a 31 de diciembre de 2013.

Dada la situación excepcional que ha ido atravesando la economía española, en general, y el sector eléctrico, en particular, con continuos cambios en la regulación que afectan de forma muy significativa a los resultados y la rentabilidad de la Sociedad, ENDESA no tiene definida una política de dividendos ya que las decisiones sobre los dividendos se adoptan por la Junta General de Accionistas, a propuesta del Consejo de Administración, año a año teniendo en consideración factores tales como la situación del entorno económico, la evolución de la regulación eléctrica, la situación financiera de la Sociedad y los planes estratégicos definidos.

12. Informe Anual de Gobierno Corporativo requerido por el Artículo 538 del Real Decreto Legislativo 1/2010, de 2 de julio, por el que se aprueba el Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital.

Se incluye como Anexo a este Informe de Gestión Consolidado, y formando parte integrante del mismo, el Informe Anual de Gobierno Corporativo del ejercicio 2013, tal y como requiere el Artículo 538 del Real Decreto Legislativo 1/2010, de 2 de julio, por el que se aprueba el Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital.

13. Propuesta de Aplicación de Resultados.

El beneficio del ejercicio 2013 de la Sociedad Dominante ENDESA, S.A. ha sido de 1.935.401.324,71 euros, que conjuntamente con el remanente, que asciende a 2.807.082.213,31 euros, hacen un total de 4.742.483.538,02 euros.

La propuesta de aplicación de esta cantidad formulada por el Consejo de Administración de la Sociedad a la Junta General de Accionistas, consiste en pagar a las acciones con derecho a dividendo la cantidad de 1,5 euros brutos por acción, destinando el resto a Remanente.

	Euros
A Dividendo (Importe máximo a distribuir correspondiente a 1,5 euros brutos por acción por la totalidad de las acciones (1.058.752.117 acciones))	1.588.128.175,50
A Remanente	3.154.355.362,52
TOTAL	4.742.483.538,02

24 de febrero de 2014

ANEXO I

Informe Anual de Gobierno Corporativo

MODELO ANEXO I

INFORME ANUAL DE GOBIERNO CORPORATIVO DE LAS SOCIEDADES ANÓNIMAS COTIZADAS

DATOS IDENTIFICATIVOS DEL EMISOR

FECHA FIN DEL EJERCICIO DE REFERENCIA

31/12/2013

C.I.F. A-28023430

Denominación Social: ENDESA, S.A.

Domicilio Social: C/ Ribera del Loira, nº 60. Madrid - CP 28042

INFORME ANUAL DE GOBIERNO CORPORATIVO DE LAS SOCIEDADES ANÓNIMAS COTIZADAS

A ESTRUCTURA DE LA PROPIEDAD

A.1 Complete el siguiente cuadro sobre el capital social de la sociedad:

Fecha de última modificación	Capital social (€)	Número de acciones	Número de derechos de voto
01/10/1999	1.270.502.540,40	1.058.752.117	1.058.752.117

Indique si existen distintas clases de acciones con diferentes derechos asociados:

No

A.2 Detalle los titulares directos e indirectos de participaciones significativas, de su sociedad a la fecha de cierre del ejercicio, excluidos los consejeros:

		Derechos de voto indirectos
Nombre o denominación social del accionista	Número de derechos de voto directos	Titular directo de la participación	Número de derechos de voto	% sobre el total de derechos de voto
Enel Energy Europe, S.R.L.	974.717.763			92,063
Enel, S.P.A.	0	Enel Energy Europe, S.R.L.	974.717.763	92,063

Indique los movimientos en la estructura accionarial más significativos acaecidos durante el ejercicio:

A.3 Complete los siguientes cuadros sobre los miembros del consejo de administración de la sociedad, que posean derechos de voto de las acciones de la sociedad:

		Derechos de voto indirectos
Nombre o denominación social del consejero	Número de derechos de voto directos	Titular directo de la participación	Número de derechos de voto	% sobre el total de derechos de voto
Don Borja Prado Eulate	4.889			0,000
Don Fulvio Conti	200			0,000
Don Andrea Brentan	100			0,000
Don Massimo Cioffi	100			0,000
Don Gianluca Comin	100			0,000
Don Alejandro Echevarría Busquet	200			0,000
Don Luigi Ferraris	100			0,000
Don Salvador Montejo Velilla	20			0,000
Don Miquel Roca Junyent	363			0,000

% total de derechos de voto en poder del consejo de administración	0,001

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A.4 Indique, en su caso, las relaciones de índole familiar, comercial, contractual o societaria que existan entre los titulares de participaciones significativas, en la medida en que sean conocidas por la sociedad, salvo que sean escasamente relevantes o deriven del giro o tráfico comercial ordinario:

Nombre o denominación social relacionados	Tipo de relación	Breve descripción
Enel Energy Europe, S.R.L. y Enel, S.p.A.	Societaria	Enel, S.P.A. participa íntegramente a Enel Energy Europe, S.r.l.

A.5 Indique, en su caso, las relaciones de índole comercial, contractual o societaria que existan entre los titulares de participaciones significativas, y la sociedad y/o su grupo, salvo que sean escasamente relevantes o deriven del giro o tráfico comercial ordinario:

Nombre o denominación social relacionados	Tipo de relación	Breve descripción
Enel, S.p.A.	Societaria	Endesa Brasil, S.A. (filial del Grupo Endesa) y Enel Brasil Participaçoes Ltda (filial del Grupo Enel) participan en el capital social de las sociedades Enel Green Power Modelo I Eólica, S.A. y Enel Green Power Modelo II Eólica, S.A. con un 0,9756% y 99,0244% respectivamente.
Enel, S.p.A.	Societaria	Endesa, S.A. y Enel Investment Holding BV, participan en el capital social de Enel Insurance NV, al 50%. Asimismo Enel Insurance NV es propietaria del 100% del capital social de Compostilla RE. S.A.
Enel, S.p.A.	Societaria	Endesa Ingeniería, S.L.U. (filial del Grupo Endesa) y Enel Sole, S.r.L. (filial del Grupo Enel) participan al 50% en las siguientes UTE's: Mérida, Abarán y Rincón de la Victoria.
Enel, S.p.A.	Societaria	Endesa Generación, S.A.U. (filial del Grupo Endesa) y Enel S.p.A. participan en el capital social de Elcogas, S.A. con unas participaciones del 40,99% y del 4,32% respectivamente.
Enel, S.p.A.	Societaria	Endesa Generación, S.A.U. (filial del Grupo Endesa) y Enel Green Power International BV (filial del Grupo Enel), participan en el capital social de Enel Green Power España, S.L. con unas participaciones del 40% y 60% respectivamente.

A.6 Indique si han sido comunicados a la sociedad pactos parasociales que la afecten según lo establecido en los artículos 530 y 531 de la Ley de Sociedades de Capital. En su caso, descríbalos brevemente y relacione los accionistas vinculados por el pacto:

No

Indique si la sociedad conoce la existencia de acciones concertadas entre sus accionistas. En su caso, descríbalas brevemente:

No

En el caso de que durante el ejercicio se haya producido alguna modificación o ruptura de dichos pactos o acuerdos o acciones concertadas, indíquelo expresamente:

A.7 Indique si existe alguna persona física o jurídica que ejerza o pueda ejercer el control sobre la sociedad de acuerdo con el artículo 4 de la Ley del Mercado de Valores. En su caso, identifíquela:

Sí

Nombre o denominación social
Enel Energy Europe, S.R.L.

Observaciones

Enel, S.P.A. participa íntegramente a Enel Energy Europe.

A.8 Complete los siguientes cuadros sobre la autocartera de la sociedad:

A fecha de cierre del ejercicio:

Número de acciones directas Número de acciones indirectas (*)		% total sobre capital social
0	0	0

(*) A través de:

Nombre o denominación social del titular directo de la participación	Número de acciones directas
Total:

Detalle las variaciones significativas, de acuerdo con lo dispuesto en el Real Decreto 1362/2007, realizadas durante el ejercicio:

Fecha de	Total de acciones	Total de acciones	% total sobre capital social
comunicación	directas adquiridas	indirectas adquiridas

A.9 Detalle las condiciones y plazo del mandato vigente de la junta de accionistas al consejo de administración para emitir, recomprar o transmitir acciones propias.

En la Junta General Ordinaria de Accionistas, celebrada el 21 de junio de 2010 se acuerda la autorización para que la Sociedad y sus filiales puedan adquirir acciones propias al amparo de lo dispuesto en el artículo 75 y en la disposición adicional primera de la Ley de Sociedades Anónimas.

• I. Revocar y dejar sin efecto, en la parte no utilizada, la autorización para la adquisición derivativa de acciones de la Sociedad, concedida por la Junta General Ordinaria de Accionistas celebrada el 30 de junio de 2009.
• II. Autorizar nuevamente la adquisición derivativa de acciones propias, así como los derechos de suscripción preferente de las mismas, de acuerdo con el artículo 75 de la Ley de Sociedades Anónimas, en las siguientes condiciones:
  • a) Las adquisiciones podrán realizarse por cualquiera de las modalidades legalmente admitidas, directamente por la propia ENDESA, S.A., por las Sociedades de su grupo, o por persona interpuesta, hasta la cifra máxima permitida por la Ley.
  • b) Las adquisiciones se realizarán a un precio por acción mínimo de su valor nominal y máximo equivalente a su valor de cotización más un 5% adicional.
  • c) La duración de la presente autorización será de 5 años.

La autorización incluye también la adquisición de acciones que, en su caso, hayan de ser entregadas directamente a los trabajadores y administradores de la Sociedad o sus filiales, o como consecuencia del ejercicio de derechos de opción de que aquéllos sean titulares.

A.10 Indique si existe cualquier restricción a la transmisibilidad de valores y/o cualquier restricción al derecho de voto. En particular, se comunicará la existencia de cualquier tipo de restricciones que puedan dificultar la toma de control de la sociedad mediante la adquisición de sus acciones en el mercado.

No

A.11 Indique si la junta general ha acordado adoptar medidas de neutralización frente a una oferta pública de adquisición en virtud de lo dispuesto en la Ley 6/2007.

No

En su caso, explique las medidas aprobadas y los términos en que se producirá la ineficiencia de las restricciones:

A.12 Indique si la sociedad ha emitido valores que no se negocian en un mercado regulado comunitario.

Sí

En su caso, indique las distintas clases de acciones y, para cada clase de acciones, los derechos y obligaciones que confiera.

El capital social de la sociedad es de 1.270.502.540,40 euros y está íntegramente suscrito y desembolsado.

El capital social está integrado por 1.058.752.117 acciones de 1,2 euros de valor nominal cada una, que están representadas por anotaciones en cuenta y pertenecen a una misma clase (acciones ordinarias).

Las 1.058.752.117 acciones que componen el capital social, representadas por medio de anotaciones en cuenta tienen la consideración de valores mobiliarios y se rigen por lo dispuesto en la normativa reguladora del mercado de valores.

Las acciones de Endesa, representadas por anotaciones en cuenta, se hallan inscritas en el Registro Central de IBERCLEAR, entidad encargada del registro contable de las acciones.

Las acciones de ENDESA, S.A. cotizan en las Bolsas españolas y en la Bolsa «Off shore» de Santiago de Chile.

B JUNTA GENERAL

B.1 Indique y, en su caso detalle, si existen diferencias con el régimen de mínimos previsto en la Ley de Sociedades de Capital (LSC) respecto al quórum de constitución de la junta general.

No

	% de quórum distinto al establecido en art. 193 LSC para supuestos generales	% de quórum distinto al establecido en art. 194 LSC para los supuestos especiales del art. 194 LSC
Quórum exigido en	0	0
1ª convocatoria
Quórum exigido en	0	0
2ª convocatoria

Descripción de las diferencias

B.2 Indique y, en su caso, detalle si existen diferencias con el régimen previsto en la Ley de Sociedades de Capital (LSC) para la adopción de acuerdos sociales:

Describa en qué se diferencia del régimen previsto en la LSC.

B.3 Indique las normas aplicables a la modificación de los estatutos de la sociedad. En particular, se comunicarán las mayorías previstas para la modificación de los estatutos, así como, en su caso, las normas previstas para la tutela de los derechos de los socios en la modificación de los estatutos.

Conforme al artículo 26 de los Estatutos Sociales, para que la Junta General Ordinaria o Extraordinaria pueda acordar válidamente la modificación de los Estatutos Sociales, será necesaria, en primera convocatoria, la concurrencia de accionistas presentes o representados que posean, al menos, el 50% del capital suscrito con derecho a voto. En segunda convocatoria, será suficiente la concurrencia del 25% de dicho capital.

Cuando concurran accionistas que representen menos del 50% del capital suscrito con derecho a voto, los acuerdos a que se refiere el apartado anterior sólo podrán adoptarse válidamente con el voto favorable de los dos tercios del capital, presente o representado, en la Junta.

B.4 Indique los datos de asistencia en las juntas generales celebradas en el ejercicio al que se refiere el presente informe y los del ejercicio anterior:

	Datos de asistencia
Fecha junta general	% de presencia física	% en representación	% voto a distancia
			Voto electrónico	Otros	Total
22/04/2013	92,070	1,293	0,000	0,029	93,39
22/06/2012	92,075	1,381	0,000	0,039	93,495

B.5 Indique si existe alguna restricción estatutaria que establezca un número mínimo de acciones necesarias para asistir a la junta general:

No

B.6 Indique si se ha acordado que determinadas decisiones que entrañen una modificación estructural de la sociedad ("filialización", compra-venta de activos operativos esenciales, operaciones equivalentes a la liquidación de la sociedad …) deben ser sometidas a la aprobación de la junta general de accionistas, aunque no lo exijan de forma expresa las Leyes Mercantiles.

B.7 Indique la dirección y modo de acceso a la página web de la sociedad a la información sobre gobierno corporativo y otra información sobre las juntas generales que deba ponerse a disposición de los accionistas a través de la página web de la Sociedad.

La dirección de la página web de la Sociedad es www.endesa.com. Desde la página principal del site se entra al contenido de Gobierno Corporativo por dos canales diferentes:

Directamente en la página principal aparece: Gobierno Corporativo. También se puede acceder a través de: Información para Accionistas e Inversores- Gobierno Corporativo.

Para acceder a la información sobre Juntas Generales, desde la convocatoria de Junta y hasta su celebración, existe una banner en la página principal, con acceso directo. Fuera del periodo de Junta se puede acceder por dos canales:

Gobierno Corporativo_ Juntas Generales

Información para Accionistas e Inversores_ Gobierno Corporativo_ Juntas Generales

C ESTRUCTURA DE LA ADMINISTRACIÓN DE LA SOCIEDAD

C.1 Consejo de administración

C.1.1 Número máximo y mínimo de consejeros previstos en los estatutos sociales:

Número máximo de consejeros	15
Número mínimo de consejeros	9

C.1.2 Complete el siguiente cuadro con los miembros del consejo:

Nombre o denominación social del consejero	Representante	Cargo en el consejo	Fecha primer nombramiento	Fecha último nombramiento	Procedimiento de elección
Don Borja Prado Eulate	—	Presidente	20/06/2007	09/05/2011	Votación en Junta de Accionistas
Don Fulvio Conti	—	Vicepresidente	25/06/2009	22/04/2013	Votación en Junta de Accionistas
Don Andrea Brentan	—	Consejero Delegado	18/10/2007	26/06/2012	Votación en Junta de Accionistas
Don Massimo Cioffi	—	Consejero	26/06/2012	26/06/2012	Votación en Junta de Accionistas
Don Gianluca Comin	—	Consejero	14/09/2009	22/04/2013	Votación en Junta de Accionistas

Don Alejandro Echevarría Busquet	—	Consejero	25/06/2009	22/04/2013	Votación en Junta de Accionistas
Don Luigi Ferraris	—	Consejero	18/10/2007	26/06/2012	Votación en Junta de Accionistas
Don Salvador Montejo Velilla	—	Secretario Consejero	26/06/2012	26/06/2012	Votación en Junta de Accionistas
Don Miquel Roca Junyent	—	Consejero	25/06/2009	22/04/2013	Votación en Junta de Accionistas

Número total de consejeros	9

Indique los ceses que se hayan producido en el consejo de administración durante el periodo sujeto a información:

Nombre o denominación social del	Condición del consejero en el	Fecha de
consejero	momento de cese	baja

C.1.3 Complete los siguientes cuadros sobre los miembros del consejo y su distinta condición:

Nombre o denominación del consejero	Comisión que ha informado su	Cargo en el organigrama de la
	nombramiento	sociedad
Don Borja Prado Eulate	Comisión de Nombramientos y Retribuciones	Presidente
Don Andrea Brentan	Comisión de Nombramientos y Retribuciones	Consejero Delegado
Don Salvador Montejo Velilla	Comisión de Nombramientos y Retribuciones	Secretario del Consejo de Administración

CONSEJEROS EJECUTIVOS

Número total de consejeros ejecutivos	3
% sobre el total del consejo	33,333

CONSEJEROS EXTERNOS DOMINICALES

Nombre o denominación del consejero	Comisión que ha informado su nombramiento	Nombre o denominación del accionista significativo a quien representa o que ha propuesto su nombramiento
Don Fulvio Conti	Comisión de Nombramientos y Retribuciones	Enel, S.p.A.

Don Gianluca Comin	Comisión de Nombramientos y Retribuciones	Enel, S.p.A.
Don Luigi Ferraris	Comisión de Nombramientos y Retribuciones	Enel, S.p.A.
Don Massimo Cioffi	Comisión de Nombramientos y Retribuciones	Enel, S.p.A.

Número total de consejeros dominicales	4
% sobre el total del consejo	44,444

CONSEJEROS EXTERNOS INDEPENDIENTES

Nombre o denominación del consejero	Perfil
Don Alejandro Echevarría Busquet	Licenciado en Ciencias Empresariales por la Universidad de Deusto, especializado Higher School. Ha recibido los Premios Jaume de Cordelles (ESADE), Mejor Empresario Vasco, Mejor Gestión Empresarial, y a los Valores de Empresa en Medios de Comunicación.
Don Miquel Roca Junyent	Licenciado en Derecho por la Universidad de Barcelona; Profesor de Derecho Constitucional en la Universidad Pompeu Fabra de Barcelona y Doctor Honoris Causa por las Universidades de Educación a Distancia de León, Girona y Cádiz.

Número total de consejeros	2
independientes
% total del consejo	22,222

Indique si algún consejero calificado como independiente percibe de la sociedad, o de su mismo grupo, cualquier cantidad o beneficio por un concepto distinto de la remuneración de consejero, o mantiene o ha mantenido, durante el último ejercicio, una relación de negocios con la sociedad o con cualquier sociedad de su grupo, ya sea en nombre propio o como accionista significativo, consejero o alto directivo de una entidad que mantenga o hubiera mantenido dicha relación.

En su caso, se incluirá una declaración motivada del consejo sobre las razones por las que considera que dicho consejero puede desempeñar sus funciones en calidad de consejero independiente.

Nombre o denominación social del consejero:

Don Miquel Roca Junyent

Descripción de la relación:

Contratación del Despacho Roca Junyent por la participada de Endesa, "Endesa Distribución Eléctrica".

Declaración motivada:

El Consejo de Endesa, S.A., entiende que D. Miquel Roca Junyent, desempeña sus funciones en calidad de Consejero independiente de Endesa, S.A. sin perjuicio de la relación contractual entre Endesa Distribución Eléctrica (empresa participada por Endesa, S.A.) y el Despacho Roca Junyent, al que se le ha encargado el asesoramiento jurídico de un asunto, atendiendo a:

• la contratación se aprobó con la intervención del Comité de Auditoría y Cumplimiento y del Consejo de Administración.

• la falta de relevancia de los honorarios.

• la prestación del servicio se produce en condiciones de mercado y después de un proceso de contratación en el que se solicitó oferta a diferentes Despachos.

• la contratación afectaba al Despacho Roca Junyent y no individualmente al Consejero.

• El Sr. Roca no participó en la toma de decisión y negociación de este contrato, ni por parte del Despacho, ni por parte de Endesa (no participó en el debate y aprobación del punto referido a la contratación de Despacho Roca Junyent en el Consejo de Administración de Endesa).

OTROS CONSEJEROS EXTERNOS

Nombre o denominación del	Comisión que ha informado o propuesto su
consejero	nombramiento

Número total de otros consejeros
externos
% total del consejo

Detalle los motivos por los que no se puedan considerar dominicales o independientes y sus vínculos, ya sea con la sociedad o sus directivos, ya sea con sus accionistas:

Nombre o		Sociedad, directivo o
denominación social	Motivos	accionista con el que
del consejero		mantiene el vínculo

Indique las variaciones que, en su caso, se hayan producido durante el periodo en la tipología de cada consejero:

Nombre o denominación social del consejero	Fecha del cambio	Condición anterior	Condición actual

C.1.4 Complete el siguiente cuadro con la información relativa al número de consejeras durante los últimos 4 ejercicios, así como el carácter de tales consejeras:

	Número de consejeras			% sobre el total de consejeros de cada tipología
	Ejercicio t	Ejercicio t-1	Ejercicio t-2	Ejercicio t-3	Ejercicio t	Ejercicio t-1	Ejercicio t-2	Ejercicio t-3
Ejecutiva	-	-	-	-	-	-	-	-
Dominical	-	-	-	-	-	-	-	-
Independiente	-	-	-	-	-	-	-	-
Otras Externas	-	-	-	-	-	-	-	-
Total:	0	0	0	0	0	0	0	0

C.1.5 Explique las medidas que, en su caso, se hubiesen adoptado para procurar incluir en el consejo de administración un número de mujeres que permita alcanzar una presencia equilibrada de mujeres y hombres.

Explicación de las medidas

No se han adoptado medidas específicas para incorporar mujeres al Consejo de Administración. No obstante, Endesa tiene aprobado para sus empleados, un Plan de Igualdad en el que reafirma su compromiso de velar por el principio de igualdad entre mujeres y hombres.

C.1.6 Explique las medidas que, en su caso, hubiese convenido la comisión de nombramientos para que los procedimientos de selección no adolezcan de sesgos implícitos que obstaculicen la selección de consejeras, y la compañía busque deliberadamente e incluya entre los potenciales candidatos, mujeres que reúnan el perfil profesional buscado:

Explicación de las medidas

En el artículo 15 del Reglamento del Consejo de Administración se ha impuesto la obligación a los miembros del Comité de Nombramientos y Retribuciones de vigilar que los procedimientos de selección no adolezcan de sesgos implícitos.

Cuando a pesar de las medidas que, en su caso, se hayan adoptado, sea escaso o nulo el número de consejeras, explique los motivos que lo justifiquen:

Explicación de los motivos

Es un hecho casual sin ningún motivo o valoración predeterminada.

C.1.7 Explique la forma de representación en el consejo de los accionistas con participaciones significativas.

El 92,063 % del capital de Endesa corresponde a un único accionista, la Sociedad italiana Enel, S.p.A. En el resto del capital, 7,94% no existe ninguna otra participación significativa.

En este sentido, el Consejo de Administración de Endesa, S.A. está compuesto por nueve miembros, dos independientes, cuatro dominicales (representantes de Enel, S.p.A.) y tres ejecutivos (Presidente, Consejero Delegado y Secretario Consejero), que han sido nombrados en sus actuales cargos siendo la Sociedad Enel, S.p.A. accionista controlador.

C.1.8 Explique, en su caso, las razones por las cuales se han nombrado consejeros dominicales a instancia de accionistas cuya participación accionarial es inferior al 5% del capital:

Indique si no se han atendido peticiones formales de presencia en el consejo procedentes de accionistas cuya participación accionarial es igual o superior a la de otros a cuya instancia se hubieran designado consejeros dominicales. En su caso, explique las razones por las que no se hayan atendido:

No

C.1.9 Indique si algún consejero ha cesado en su cargo antes del término de su mandato, si el mismo ha explicado sus razones y a través de qué medio, al consejo, y, en caso de que lo haya hecho por escrito a todo el consejo, explique a continuación, al menos los motivos que el mismo ha dado:

No

C.1.10 Indique, en el caso de que exista, las facultades que tienen delegadas el o los consejero/s delegado/s:

Nombre o denominación	Breve descripción
social del consejero
Don Andrea Brentan	Desde el 30 de junio de 2009, el Consejo de Administración ha delegado, a favor del Consejero Delegado, todas y cada una de las facultades del Consejo de Administración legal y estatutariamente delegables.

Todas las facultades delegadas a favor del
Consejero	Delega
do de Endesa, S.A., Don Andrea Brentan, se
ejercerán por éste de forma	solidaria
respecto de todas las que correspondan a
la comisión ejecutiva del	Consejo de
Administración de la Sociedad.

C.1.11 Identifique, en su caso, a los miembros del consejo que asuman cargos de administradores o directivos en otras sociedades que formen parte del grupo de la sociedad cotizada:

Nombre o denominación social del consejero	Denominación social de la entidad del grupo	Cargo
Don Borja Prado Eulate	Enersis, S.A.	Vicepresidente
Don Andrea Brentan	Enersis, S.A.	Consejero
Don Luigi Ferraris	Enersis, S.A.	Consejero

C.1.12 Detalle, en su caso, los consejeros de su sociedad que sean miembros del consejo de administración de otras entidades cotizadas en mercados oficiales de valores distintas de su grupo, que hayan sido comunicadas a la sociedad:

Nombre o denominación social del consejero	Denominación social de la entidad cotizada	Cargo
Don Borja Prado Eulate	Mediaset España Comunicación, S.A.	Consejero
Don Fulvio Conti	RCS MediaGroup Spa	Consejero
Don Fulvio Conti	AON Corporation	Consejero
Don Fulvio Conti	Barclays Plc	Consejero
Don Alejandro Echevarría Busquet	Compañía Vinícola del Norte de España	Consejero
Don Alejandro Echevarría	Mediaset España	Presidente
Busquet	Comunicaciones, S.A.
Don Miquel Roca Junyent	ACS, S.A.	Consejero

C.1.13 Indique y, en su caso explique, si la sociedad ha establecido reglas sobre el número de consejos de los que puedan formar parte sus consejeros:

No

C.1.14 Señale las políticas y estrategias generales de la sociedad que el consejo en pleno se ha reservado aprobar:

	Sí	No
La política de inversiones y financiación	X
La definición de la estructura del grupo de sociedades	X
La política de gobierno corporativo	X
La política de responsabilidad social corporativa	X
El plan estratégico o de negocio, así como los objetivos de gestión y presupuesto anuales	X
La política de retribuciones y evaluación del desempeño de los altos directivos	X
La política de control y gestión de riesgos, así como el seguimiento periódico de los sistemas internos de información y control	X
La política de dividendos, así como la de autocartera y, en especial, sus límites	X

C.1.15 Indique la remuneración global del consejo de administración:

Remuneración del consejo de administración (miles de euros)	5.920
Importe de la remuneración global que corresponde a los derechos acumulados por los consejeros en materia de pensiones (miles de euros)	4.414
Remuneración global del consejo de administración (miles de euros)

C.1.16 Identifique a los miembros de la alta dirección que no sean a su vez consejeros ejecutivos, e indique la remuneración total devengada a su favor durante el ejercicio:

Nombre o denominación social	Cargo/s
Don Francisco Borja Acha Besga	Director General de Asesoría Jurídica
Don José Damián Bogas Gálvez	Director General de España y Portugal
Don Paolo Bondi	Director General Económico Financiero
Don Francesco Buresti	Director General de Compras
Don Enrique Durand Baquerizo	Director General de Auditoría

Don Rafael López Rueda	Director General de Sistemas y Telecomunicaciones
Don Alfonso López Sánchez	Director General de Comunicación
Don Héctor López Vilaseco	Director General de Estrategia y Desarrollo
Don José Luis Puche Castillejo	Director General de Recursos Humanos y Organización
Don Alberto Fernández Torres	Director General de Comunicación
Don Federico Fea	Director General de Innovación
Don Ignacio Antoñanzas Alvear	Director General de Latinoamérica / Director General Chile

Remuneración total alta dirección (en miles de euros) 10.844

C.1.17 Indique, en su caso, la identidad de los miembros del consejo que sean, a su vez, miembros del consejo de administración de sociedades de accionistas significativos y/o en entidades de su grupo:

Nombre o denominación social del consejero	Denominación social del accionista significativo	Cargo
Don Borja Prado Eulate	Enel Energy Europe, S.r.l	Consejero
Don Fulvio Conti	Enel, SpA	Consejero Delegado y D. General
Don Fulvio Conti	Enel Energy Europe, S.r.l	Presidente
Don Andrea Brentan	Enel Energy Europe, S.r.l	Consejero Delegado
Don Andrea Brentan	Enel Green Power, S.p.A	Consejero
Don Andrea Brentan	Enel Investment Holding	Consejero
Don Luigi Ferraris	Enel Green Power, S.p.A	Presidente
Don Luigi Ferraris	Enel Factor SpA	Presidente
Don Luigi Ferraris	Enel Servizi Srl	Presidente
Don Luigi Ferraris	Enel Distribuzione SpA	Consejero
Don Luigi Ferraris	Enel Produzione SpA	Consejero
Don Luigi Ferraris	Enel Investment Holding	Consejero
Don Gianluca Comin	Enel Servizi Srl	Consejero Delegado

Detalle, en su caso, las relaciones relevantes distintas de las contempladas en el epígrafe anterior, de los miembros del consejo de administración que les vinculen con los accionistas significativos y/o en entidades de su grupo:

C.1.18 Indique si se ha producido durante el ejercicio alguna modificación en el reglamento del consejo:

No

C.1.19 Indique los procedimientos de selección, nombramiento, reelección, evaluación y remoción de los consejeros. Detalle los órganos competentes, los trámites a seguir y los criterios a emplear en cada uno de los procedimientos.

Selección y Nombramiento:

Según lo dispuesto en el artículo 38 de los Estatutos Sociales, corresponde a la Junta General la competencia tanto del nombramiento como de la separación de los miembros del Consejo de Administración.

Por su parte, el Consejo de Administración nombrará los Consejeros, en el caso de que se produzca una vacante, hasta que se reúna la primera Junta General (arts. 5 y 6 del Reglamento del Consejo de Administración).

Asimismo, el Comité de Nombramientos y Retribuciones de Endesa tiene encomendadas las funciones de informar y proponer al Consejo de Administración el nombramiento de los consejeros, ya sea por el supuesto de cooptación como para su propuesta a la Junta General (art. 53 de los Estatutos Sociales y art. 15 del Reglamento del Consejo de Administración).

La propuesta de nombramiento de Consejeros que formule el Consejo, en base a la propuesta o previo informe del Comité de Nombramiento y Retribuciones, recaerá en personas de reconocido prestigio que posean la experiencia y los conocimientos profesionales adecuados para el ejercicio de sus funciones y que asuman un compromiso de dedicación suficiente para el desempeño de las tareas de aquél (art.5 del Reglamento del Consejo de Administración). En este sentido, también garantizará que los procedimientos de selección no adolezcan de sesgos implícitos que obstaculicen la selección de consejeras (art. 15.7 del Reglamento del Consejo de Administración).

Además, el Comité de Nombramientos y Retribuciones deberá evaluar las competencias, conocimientos y experiencia necesarios en el Consejo. Definir, en consecuencia, las funciones y aptitudes necesarias en los candidatos que deban cubrir cada vacante, y evaluar el tiempo y dedicación precisos para que puedan desempeñar bien su cometido (art. 15 del Reglamento del Consejo de Administración).

Reelección:

En Endesa, el cargo de Consejero es reelegible (art. 5 del Reglamento del Consejo de Administración). Asimismo, la duración de los cargos de Consejeros será de cuatro años, pudiendo ser reelegidos por periodos de igual duración (art. 39 de los Estatutos Sociales).

De acuerdo a lo dispuesto en el artículo 24 del Reglamento del Consejo de Administración, el Comité de Nombramientos y Retribuciones informará con carácter preceptivo sobre la propuesta de reelección de los Consejeros que el Consejo decida presentar a la Junta General. En este sentido, el Consejo de Administración aprobará la propuesta de reelección de Consejero en el caso de que se trate de Consejeros Independientes, y previo informe de dicho

Comité en el caso de los restantes consejeros (según lo dispuesto en el artículo 21 del Reglamento del Consejo de Administración).

Evaluación:

Como señala el artículo 6.5 del Reglamento del Consejo de Administración, con carácter anual, el Consejo evaluará la calidad y eficiencia del funcionamiento del Consejo así como el desempeño de las funciones por el Presidente y el CEO, en base a un informe que eleve el Comité de Nombramientos y Retribuciones.

Asimismo, será el propio Presidente, como responsable del eficaz funcionamiento del Consejo, quien organizará y coordinará con los presidentes de las Comisiones relevantes la evaluación periódica del Consejo (art. 34.3 del Reglamento del Consejo de Administración).

Remoción:

Como se ha señalado con anterioridad, el cargo de Consejero es renunciable, revocable y reelegible (art. 5 del Reglamento del Consejo de Administración). De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 39 de los Estatutos Sociales, la duración de los cargos de Consejeros será de cuatro años.

En este sentido, el artículo 25 del Reglamento del Consejo regula esta circunstancia. Así, los Consejeros cesarán en el cargo cuando haya transcurrido el período para el que fueron nombrados, así como en todos los demás supuestos en que así proceda de acuerdo con la legislación aplicable y la normativa interna de Endesa. Por su parte, es competencia de la Junta General «la separación de los miembros del Consejo de Administración» tal como indica el artículo 38 de los Estatutos Sociales.

Por otra parte, los Consejeros deberán poner su cargo a disposición del Consejo, y formalizar la correspondiente dimisión cuando:

A) su permanencia en el Consejo de Administración pueda perjudicar al crédito y reputación de la sociedad o

B) se vean incursos en alguno de los supuestos de incompatibilidad o prohibición previstos legalmente y cuando el Consejo, previo informe del Comité de Nombramientos y Retribuciones resuelva que el Consejero ha infringido gravemente sus obligaciones.

Asimismo, cuando por cualquier causa se produzca el cese de un Consejero, éste no podrá prestar servicios en otra entidad competidora durante el plazo de dos años, salvo que el Consejo le dispense de esta obligación, o acorte la duración de la referida prohibición.

Finalmente, en el caso de que un Consejero cese en su cargo, ya sea por dimisión o por otro motivo, antes del término de su mandato, deberá explicar las razones en una carta que remitirá a todos los miembros del Consejo. Sin perjuicio de que dicho cese se comunique como hecho relevante, se deberá dar cuenta del motivo del cese en el Informe Anual de Gobierno Corporativo.

C.1.20 Indique si el consejo de administración ha procedido durante el ejercicio a realizar una evaluación de su actividad:

Sí

En su caso, explique en qué medida la autoevaluación ha dado lugar a cambios importantes en su organización interna y sobre los procedimientos aplicables a sus actividades:

Descripción modificaciones

C.1.21 Indique los supuestos en los que están obligados a dimitir los consejeros.

Los Consejeros deberán presentar su renuncia al cargo y formalizar su dimisión cuando incurran en cualquiera de los supuestos establecidos en el artículo 25.2 del Reglamento del Consejo de Administración. En este sentido, este artículo establece dos supuestos:

A) Cuando la permanencia del Consejero en el Consejo de Administración pueda perjudicar al crédito y reputación de Endesa.

B) Cuando el Consejero se vea incurso en alguno de los supuestos de incompatibilidad o prohibición previstos legalmente y cuando el Consejo, previo informe del Comité de Nombramientos y Retribuciones resuelva que el Consejero ha infringido gravemente sus obligaciones.

Asimismo, en el caso de que el Consejero haya dimitido, antes del término de su mandato, éste deberá exponer las razones en una carta que remitirá a todos los miembros del Consejo. Asimismo, y sin perjuicio de que dicho cese se comunique como hecho relevante, se deberá dar cuenta del motivo del cese en el Informe Anual de Gobierno Corporativo (artículo 25.4 del Reglamento del Consejo de Administración).

C.1.22 Indique si la función de primer ejecutivo de la sociedad recae en el cargo de presidente del consejo. En su caso, explique las medidas que se han tomado para limitar los riesgos de acumulación de poderes en una única persona:

No

Indique y, en su caso explique, si se han establecido reglas que facultan a uno de los consejeros independientes para solicitar la convocatoria del consejo o la inclusión de nuevos puntos en el orden

del día, para coordinar y hacerse eco de las preocupaciones de los consejeros externos y para dirigir la evaluación por el consejo de administración

No

C.1.23 ¿Se exigen mayorías reforzadas, distintas de las legales, en algún tipo de decisión?:

No

En su caso, describa las diferencias.

C.1.24 Explique si existen requisitos específicos, distintos de los relativos a los consejeros, para ser nombrado presidente del consejo de administración.

No

C.1.25 Indique si el presidente tiene voto de calidad:

Sí

De conformidad con lo establecido en el artículo 47 de los Es tatutos Sociales, «el Consejo deliberará sobre las cuestiones contenidas en el orden del día y también sobre todas aquellas que el Presidente o la mayoría de los Vocales presentes o representados propongan, aunque no estuvieran incluidas en el mismo. Los acuerdos se adoptarán por mayoría absoluta de los consejeros, presentes o representados, concurrentes a la sesión. En caso de empate tendrá voto de calidad el Presidente o quien haga sus veces en la reunión. Lo previsto en el presente apartado se entenderá sin perjuicio de aquellos acuerdos para cuya adopción se exija una mayoría cualificada de consejeros por los presentes Estatutos o la legislación vigente».

Materias en las que existe voto de calidad

C.1.26 Indique si los estatutos o el reglamento del consejo establecen algún límite a la edad de los consejeros:

No

C.1.27 Indique si los estatutos o el reglamento del consejo establecen un mandato limitado para los consejeros independientes, distinto al establecido en la normativa:

No

C.1.28 Indique si los estatutos o el reglamento del consejo de administración establecen normas específicas para la delegación del voto en el consejo de administración, la forma de hacerlo y, en particular, el número máximo de delegaciones que puede tener un consejero, así como si se ha establecido obligatoriedad de delegar en un consejero de la misma tipología. En su caso, detalle dichas normas brevemente.

Los Estatutos de la Sociedad, en su artículo 45, establecen que «la representación deberá conferirse por escrito y con carácter especial para cada Consejo, no pudiendo ostentar cada Consejero más de tres representaciones, con excepción del Presidente, que no tendrá ese límite, aunque no podrá representar a la mayoría del Consejo».

Por otra parte, el artículo 11 del Reglamento del Consejo de Administración señala que «cada Consejero podrá conferir su representación a otro miembro del Consejo, de acuerdo con lo establecido en los Estatutos de la Sociedad.

C.1.29 Indique el número de reuniones que ha mantenido el consejo de Administración durante el ejercicio. Asimismo señale, en su caso, las veces que se ha reunido el consejo sin la asistencia de su presidente. En el cómputo se considerarán asistencias las representaciones realizadas con instrucciones específicas.

Número de reuniones del consejo	12
Número de reuniones del consejo sin la asistencia del presidente	0

Indique el número de reuniones que han mantenido en el ejercicio las distintas comisiones del consejo:

Número de reuniones de la comisión ejecutiva o delegada	0
Número de reuniones del comité de auditoría	9
Número de reuniones de la comisión de nombramientos y	9
retribuciones
Número de reuniones de la comisión de nombramientos	-
Número de reuniones de la comisión de retribuciones	-
Número de reuniones de la comisión ______	-

C.1.30 Indique el número de reuniones que ha mantenido el consejo de Administración durante el ejercicio con la asistencia de todos sus miembros. En el cómputo se considerarán asistencias las representaciones realizadas con instrucciones específicas:

Asistencias de los consejeros	12
% de asistencias sobre el total de votos durante el ejercicio	100 %

C.1.31 Indique si están previamente certificadas las cuentas anuales individuales y consolidadas que se presentan al consejo para su aprobación:

Sí

Identifique, en su caso, a la/s persona/s que ha/han certificado las cuentas anuales individuales y consolidadas de la sociedad, para su formulación por el consejo:

Nombre	Cargo
Don Paolo Bondi	Director General Económico Financiero
Don Andrea Brentan	Consejero Delegado

C.1.32 Explique, si los hubiera, los mecanismos establecidos por el consejo de Administración para evitar que las cuentas individuales y consolidadas por él formuladas se presenten en la junta general con salvedades en el informe de auditoría.

Con carácter previo a la celebración del Consejo de Administración en que se procederá a la formulación de cuentas, y al objeto de evitar que las cuentas individuales y consolidadas formuladas por el Consejo de Administración se presenten a la Junta General con salvedades en el informe de auditoría, el auditor de cuentas remite al Consejo de Administración una carta con las principales conclusiones de su trabajo.

C.1.33 ¿El secretario del consejo tiene la condición de consejero?

Sí

C.1.34 Explique los procedimientos de nombramiento y cese del secretario del consejo, indicando si su nombramiento y cese han sido informados por la comisión de nombramientos y aprobados por el pleno del consejo.

Procedimiento de nombramiento y cese
El Consejo en pleno, a propuesta del Presidente, y previo in forme del Comité de Nombramientos y Retribuciones, nombrará	un
Secretario, licenciado en Derecho (art. 37 del Regla mento Consejo de Administración).	del

	Sí	No
¿La comisión de nombramientos informa del nombramiento?	X
¿La comisión de nombramientos informa del cese?	X
¿El consejo en pleno aprueba el nombramiento?	X
¿El consejo en pleno aprueba el cese?	X

¿Tiene el secretario del consejo encomendada la función de velar, de forma especial, por el seguimiento de las recomendaciones de buen gobierno?

Observaciones
Establece el artículo 37 del Reglamento del Consejo que el
Secretario debe velar por la observancia de los principios y criterios
de Gobierno Corporativo y las disposiciones estatu tarias y
reglamentarias de la Sociedad.

C.1.35 Indique, si los hubiera, los mecanismos establecidos por la sociedad para preservar la independencia de los auditores externos, de los analistas financieros, de los bancos de inversión y de las agencias de calificación.

De conformidad con lo establecido en el artículo 52 de los Estatutos Sociales de la Compañía, es el Comité de Auditoría y Cumplimiento el encargado de velar por el cumplimiento del buen gobierno corporativo y la transparencia en todas las actuaciones de la Sociedad en los ámbitos económico-financieros y de auditoría externa y cumplimiento y de auditoría interna, teniendo encomendado para ello la relación con los auditores externos para recibir información sobre aquellas cuestiones que puedan poner en riesgo la independencia de éstos y cualesquiera otras relacionadas con el proceso de desarrollo de la auditoría de cuentas, la supervisión de la eficacia del sistema de control interno de la sociedad, los servicios de auditoría interna y los sistemas de gestión de riesgos, así como aquellas otras comunicaciones previstas en la legislación de auditoría de cuentas y en las normas técnicas de auditoría. En todo caso, el Comité de Auditoría y Cumplimiento deberá recibir anualmente de los auditores de cuentas o sociedades de auditoría la confirmación escrita de su independencia frente a la Sociedad y/o entidades vinculadas a ésta directa o indirectamente, así como la información de los servicios adicionales de cualquier clase prestados y emitir anualmente, con carácter previo a la emisión del informe de auditoría de cuentas, un informe en el que se expresará una opinión sobre la independencia de los auditores de cuentas o sociedades de auditoría. Este informe deberá pronunciarse, en todo caso, sobre la prestación de los servicios adicionales a que hace referencia el apartado anterior.

Por otra parte, no existen relaciones diferentes de las derivadas de las actividades profesionales con analistas financieros, bancos de inversión y agencias de calificación de riesgos.

C.1.36 Indique si durante el ejercicio la Sociedad ha cambiado de auditor externo. En su caso identifique al auditor entrante y saliente:

No

C.1.37 Indique si la firma de auditoría realiza otros trabajos para la sociedad y/o su grupo distintos de los de auditoría y en ese caso declare el importe de los honorarios recibidos por dichos trabajos y el porcentaje que supone sobre los honorarios facturados a la sociedad y/o su grupo:

	Sociedad	Grupo	Total
Importe de otros trabajos distintos	0	0	0
de los de auditoría (miles de euros)
Importe trabajos distintos de los de	0	0	0
auditoría / Importe total facturado
por la firma de auditoría (en %)

C.1.38 Indique si el informe de auditoría de las cuentas anuales del ejercicio anterior presenta reservas o salvedades. En su caso, indique las razones dadas por el presidente del comité de auditoría para explicar el contenido y alcance de dichas reservas o salvedades.

No

C.1.39 Indique el número de ejercicios que la firma actual de auditoría lleva de forma ininterrumpida realizando la auditoría de las cuentas anuales de la sociedad y/o su grupo. Asimismo, indique el porcentaje que representa el número de ejercicios auditados por la actual firma de auditoría sobre el número total de ejercicios en los que las cuentas anuales han sido auditadas:

	Sociedad	Grupo
Número de ejercicios ininterrumpidos	3	3

	Sociedad	Grupo
Nº de ejercicios auditados por la firma actual de	9,09%	11,54%
auditoría / Nº de ejercicios que la sociedad ha sido
auditada (en %)

C.1.40 Indique y, en su caso detalle, si existe un procedimiento para que los consejeros puedan contar con asesoramiento externo:

Sí

Detalle el procedimiento

El derecho de asesoramiento e información está regulado en el artículo 30 del Reglamento del Consejo de Administración:

Los consejeros, cuando así lo exija el desempeño de sus fun ciones, tendrán acceso a todos los servicios de la Sociedad y podrán recabar la información y asesoramiento que necesiten sobre cualquier aspecto. El derecho de información se ex tiende a las sociedades participadas, y se recabará del Presidente, a través del Secretario del Consejo, instrumentándose por el Consejero Delegado.

Los consejeros, por mayoría, tendrán, además, la facultad de proponer al Consejo la contratación, con cargo a la Sociedad, de asesores legales, contables, técnicos, financieros, comer ciales o de cualquier otra índole que consideren necesarios con el fin de ser auxiliados en el ejercicio de sus funciones cuando se trate de problemas concretos de cierto relieve y complejidad, ligados al ejercicio de su cargo.

La propuesta anterior deberá ser comunicada al Presidente de la Sociedad, a través del Secretario del Consejo, y será instrumentada por el Consejero Delegado. El Consejo podrá negar su aprobación a la financiación del asesoramiento al que se refie re el apartado anterior, por la innecesariedad del mismo para el desempeño de las funciones encomendadas, por su cuantía desproporcionada en relación con la importancia del problema, o cuando considere que dicha asistencia técnica pueda ser prestada adecuadamente por personas de la propia Sociedad.

La Sociedad establecerá un programa de orientación que proporcionará a los nuevos consejeros un conocimiento rápido y suficiente de la empresa, así como de sus reglas de gobierno corporativo. Además ofrecerá también a los consejeros pro gramas de actualización de conocimientos cuando las cir cunstancias lo aconsejen.

C.1.41 Indique y, en su caso detalle, si existe un procedimiento para que los consejeros puedan contar con la información necesaria para preparar las reuniones de los órganos de administración con tiempo suficiente:

Sí

Detalle el procedimiento El artículo 42 de los Estatutos Sociales de la Compañía señala que: «Los Consejeros, por virtud de su cargo, quedarán obligados a: a) Recabar la información necesaria y preparar adecuadamente las

reuniones del Consejo y de los órganos sociales a los que pertenezcan», de conformidad con lo anterior los servicios de la Compañía proveen a los consejeros de la información correspondiente a la reunión con, en la medida de lo posible, siete días de antelación y, en cualquier caso, con 48 horas de antelación.

C.1.42 Indique y, en su caso detalle, si la sociedad ha establecido reglas que obliguen a los consejeros a informar y, en su caso, dimitir en aquellos supuestos que puedan perjudicar al crédito y reputación de la sociedad:

Sí

Explique las reglas

El artículo 25 del Reglamento del Consejo establece que los consejeros cesarán en el cargo cuando haya transcurrido el periodo para el que fueron nombrados, así como en todos los demás supuestos en que así proceda de acuerdo con la Ley, los Estatutos y el presente Reglamento.

Los consejeros deberán poner su cargo a disposición del Consejo, y formalizar la correspondiente dimisión cuando se vean incursos en alguno de los supuestos de incompatibilidad o prohibición previstos legalmente y cuando su permanencia en el Consejo de Administración pueda perjudicar al crédito y reputación de la Sociedad o el Consejo, previo informe del Comité de Nombramientos y Retribuciones resuelva que el consejero ha infringido gravemente sus obligaciones.

C.1.43 Indique si algún miembro del consejo de administración ha informado a la sociedad que ha resultado procesado o se ha dictado contra él auto de apertura de juicio oral, por alguno de los delitos señalados en el artículo 213 de la Ley de Sociedades de Capital:

No

Indique si el consejo de administración ha analizado el caso. Si la respuesta es afirmativa explique de forma razonada la decisión tomada sobre si procede o no que el consejero continúe en su cargo o, en su caso, exponga las actuaciones realizadas por el consejo de administración hasta la fecha del presente informe o que tenga previsto realizar.

C.1.44 Detalle los acuerdos significativos que haya celebrado la sociedad y que entren en vigor, sean modificados o concluyan en caso de cambio de control de la sociedad a raíz de una oferta pública de adquisición, y sus efectos.

ENDESA y sus filiales tienen préstamos u otros acuerdos financieros con entidades financieras por un importe equivalente a 663 millones de euros que podrían ser susceptibles de amortización anticipada si se produce un cambio de control en ENDESA. Asimismo, contratos de derivados con un valor de mercado bruto de 2,55 millones de euros (30 millones de euros de nocional) podrían ser objeto de amortización anticipada como consecuencia del cambio de control.

C.1.45 Identifique de forma agregada e indique, de forma detallada, los acuerdos entre la sociedad y sus cargos de administración y dirección o empleados que dispongan indemnizaciones, cláusulas de garantía o blindaje, cuando éstos dimitan o sean despedidos de forma improcedente o si la relación contractual llega a su fin con motivo de una oferta pública de adquisición u otro tipo de operaciones.

Número de beneficiarios

43

Tipo de beneficiario

Consejeros Ejecutivos, Altos directivos y Directivos

Descripción del acuerdo

Este tipo de cláusulas es el mismo en los contratos de los Consejeros Ejecutivos y de los Altos Directivos de la Sociedad y de su Grupo, han sido aprobadas por el Consejo de Administración previo informe del Comité de Nombramientos y Retribuciones y recogen supuestos de indemnización para extinción de la relación laboral y pacto de no competencia postcontractual.

El régimen de estas cláusulas, para los Consejeros Ejecutivos y Altos Directivos, es el siguiente:

Extinción:

• Por mutuo acuerdo: indemnización equivalente, según los casos, de una a cuatro veces la retribución anual.
• Por decisión unilateral del Directivo: sin derecho de indemnización, salvo que el desistimiento se base en un incumplimiento grave y culpable de la Sociedad de sus obligaciones o vaciamiento del puesto, cambio de control o demás supuestos de extinción indemnizada previstos en el Real Decreto 1382/1985.
• Por desistimiento de la Sociedad: indemnización igual a la del punto primero.
• Por decisión de la Sociedad basada en una conducta gravemente dolosa y culpable del directivo en el ejercicio de sus funciones: sin derecho a indemnización.

Estas condiciones son alternativas a las derivadas de la modificación de la relación laboral preexistente o de la extinción de ésta por prejubilación para Altos Directivos.

Pacto de no competencia postcontractual:

En la gran mayoría de los contratos se exige al Alto Directivo cesante que no ejerza una actividad en competencia con Endesa, durante el periodo de dos años. En contraprestación, el Directivo tendrá derecho a cobrar una cantidad máxima equivalente a 1,25 veces la retribución anual.

Si bien los contratos del personal directivo no suelen incluir clausulas de extinción, en los casos en los que las hay, se agrupan de acuerdo con los siguientes modelos:

1.- Similar al descrito para los Consejeros Ejecutivos y Alta Dirección, con excepción en algunos supuestos específicos de indemnización de los Altos Directivos.

2.- Establecen el derecho de cobro de hasta una anualidad de Retribución Total en caso de baja en la empresa por causa no imputable al directivo.

3.-Establecen el derecho de cobro de una mensualidad y media de retribución por año de servicio, para determinados supuestos de desvinculación de la Empresa.

Indique si estos contratos han de ser comunicados y/o aprobados por los órganos de la sociedad o de su grupo:

	Consejo de administración	Junta general
Órgano que autoriza las	Si
cláusulas

	SÍ	NO
¿Se informa a la junta general sobre las cláusulas?	X

C.2 Comisiones del consejo de administración

C.2.1 Detalle todas las comisiones del consejo de administración, sus miembros y la proporción de consejeros dominicales e independientes que las integran:

COMISIÓN EJECUTIVA O DELEGADA

Nombre	Cargo	Tipología
Don Borja Prado Eulate	Presidente	Ejecutivo
Don Andrea Brentan	Vocal	Ejecutivo
Don Fulvio Conti	Vocal	Dominical
Don Luigi Ferraris	Vocal	Dominical
Don Miquel Roca Junyent	Vocal	Independiente

% de consejeros ejecutivos	40 %
% de consejeros dominicales	40 %
% de consejeros independientes	20 %
% de otros externos

COMITÉ DE AUDITORÍA

Nombre	Cargo	Tipología
Don Miquel Roca Junyent	Presidente	Independiente
Don Alejandro Echevarría Busquet	Vocal	Independiente
Don Borja Prado Eulate	Vocal	Ejecutivo
Don Luigi Ferraris	Vocal	Dominical

% de consejeros ejecutivos	25 %
% de consejeros dominicales	25 %
% de consejeros independientes	50 %
% de otros externos

COMISIÓN DE NOMBRAMIENTOS Y RETRIBUCIONES

Nombre	Cargo	Tipología
Don Alejandro Echevarría Busquet	Presidente	Independiente
Don Luigi Ferraris	Vocal	Dominical
Don Miquel Roca Junyent	Vocal	Independiente
Don Massimo Cioffi	Vocal	Dominical

% de consejeros ejecutivos
% de consejeros dominicales	50 %
% de consejeros independientes	50 %
% de otros externos

C.2.2 Complete el siguiente cuadro con la información relativa al número de consejeras que integran las comisiones del consejo de administración durante los últimos cuatro ejercicios:

	Número de consejeras
	Ejercicio t	Ejercicio t-1	Ejercicio t-2	Ejercicio t-3
	Número %	Número %	Número %	Número %
Comisión ejecutiva	0	0	0	0
Comité de auditoría	0	0	0	0
Comisión de nombramientos y retribuciones	0	0	0	0

C.2.3 Señale si corresponden al comité de auditoría las siguientes funciones:

	Sí	No
Supervisar el proceso de elaboración y la integridad de la información	X
financiera relativa a la sociedad y, en su caso, al grupo, revisando el
cumplimiento de los requisitos normativos, la adecuada delimitación
del perímetro de consolidación y la correcta aplicación de los criterios
contables

	Sí	No
Revisar periódicamente los sistemas de control interno y gestión de riesgos, para que los principales riesgos se identifiquen, gestionen y den a conocer adecuadamente	X
Velar por la independencia y eficacia de la función de auditoría interna; proponer la selección, nombramiento, reelección y cese del responsable del servicio de auditoría interna; proponer el presupuesto de ese servicio; recibir información periódica sobre sus actividades; y verificar que la alta dirección tiene en cuenta las conclusiones y recomendaciones de sus informes	X
Establecer y supervisar un mecanismo que permita a los empleados comunicar, de forma confidencial y, si se considera apropiado anónima, las irregularidades de potencial trascendencia, especialmente financieras y contables, que adviertan en el seno de la empresa	X
Elevar al consejo las propuestas de selección, nombramiento, reelección y sustitución del auditor externo, así como las condiciones de su contratación	X
Recibir regularmente del auditor externo información sobre el plan de auditoría y los resultados de su ejecución, y verificar que la alta dirección tiene en cuenta sus recomendaciones	X
Asegurar la independencia del auditor externo	X

C.2.4 Realice una descripción de las reglas de organización y funcionamiento, así como las responsabilidades que tienen atribuidas cada una de las comisiones del consejo.

Denominación comisión: Comisión de Nombramientos y Retribuciones.

Breve descripción: El Reglamento del Consejo de Administración regula en su artículo 15 el Comité de Nombramientos y Retribuciones:

15.1. El Comité de Nombramientos y Retribuciones estará integrado por un mínimo de cuatro y un máximo de seis miembros del Consejo de Administración, designados con el voto favorable de la mayoría del propio Consejo. En su composición deberán ser mayoría los consejeros no ejecutivos. El Consejo de Administración procurará designar a los miembros del Comité de Nombramientos y Retribuciones, teniendo en cuenta sus conocimientos, aptitudes y experiencia.

15.2. El Presidente del Comité de Nombramientos y Retribuciones será designado por el Consejo de Administración, de entre los consejeros no ejecutivos, con el voto favorable de la mayoría del propio Consejo. El Presidente deberá ser sustituido cada cuatro años, pudiendo ser reelegido una vez transcurrido un plazo de un año desde su cese. A falta de Presidente, le sustituirá el consejero designado provisionalmente por el Consejo de Administración, y en su defecto, el miembro del Comité de mayor edad.

15.3. El Comité de Nombramientos y Retribuciones se reunirá cuantas veces lo convoque su Presidente, cuando así lo decidan la mayoría de sus miembros o a solicitud del Consejo de Administración. Las sesiones del Comité tendrán lugar en el domicilio social o en cualquier otro que determine el Presidente y que se señale en la convocatoria. El Comité quedará válidamente constituido cuando concurran la mayoría de sus miembros.

15.4. Los acuerdos deberán adoptarse con el voto favorable de la mayoría de los consejeros concurrentes a la sesión. En caso de empate, el voto del Presidente, o quien ejerza sus funciones, tendrá carácter dirimente.

15.5. El Comité de Nombramientos y Retribuciones podrá recabar asesoramiento externo, cuando lo considere necesario para el desempeño de sus funciones.

15.6. El Secretario del Comité será el del Consejo de Administración y levantará acta de los acuerdos adoptados, de los que se dará cuenta al Consejo.

15.7. El Comité de Nombramientos y Retribuciones tendrá encomendadas, entre otras, las funciones de informar y proponer el nombramiento de los miembros del Consejo de Administración, ya sea por el supuesto de cooptación como para su propuesta a la Junta General, garantizando que los procedimientos de selección no adolezcan de sesgos implícitos que obstaculicen la selección de consejeras. Asimismo, informará acerca de sus retribuciones.

Además, el Comité tendrá encomendadas las siguientes funciones: Evaluar las competencias, conocimientos y experiencia necesarios en el Consejo, definir, en consecuencia, las funciones y aptitudes necesarias en los candidatos que deban cubrir cada vacante, y evaluar el tiempo y dedicación precisos para que puedan desempeñar bien su cometido.

Proponer al Consejo de Administración los miembros que deban formar la Comisión Ejecutiva y cada uno de los Comités.

Informar al Consejo de Administración sobre los nombramientos y ceses relativos a la Alta Dirección de Endesa, así como de los Primeros Ejecutivos de Enersis, Chilectra y Endesa Chile.

Aprobar las retribuciones de los miembros de la Alta Dirección en los términos definidos en el apartado anterior.

Decidir la adopción de esquemas de retribución para la Alta Dirección que tengan en cuenta los resultados de las empresas. Igualmente, deberá conocer y valorar la política de directivos de la empresa, en especial las áreas de formación, promoción y selección.

Determinar los regímenes particulares de vinculación del Presidente y del Consejero Delegado con la Sociedad.

Elaborar, modificar y aprobar el Estatuto de la Alta Dirección.

Velar por la observancia de la política retributiva establecida por la Sociedad.

Estas funciones se entenderán con carácter enunciativo y sin perjuicio de aquellas otras que el Consejo de Administración pudiera encomendarle. El Consejo podrá requerir al Comité la elaboración de informes sobre aquellas materias propias de su ámbito de actuación.

El Comité de Nombramientos y Retribuciones consultará al Presidente y al primer ejecutivo de la Sociedad, especialmente cuando se trate de materias

relativas a los consejeros ejecutivos y altos directivos. Cualquier consejero puede solicitar de la Comisión de Nombramientos que tome en consideración, por si los considerara idóneos, potenciales candidatos para cubrir vacantes de consejero.

Denominación comisión: Comisión Ejecutiva o Delegada.

Breve descripción: El Reglamento del Consejo de Administración regula en su artículo 13 la Comisión Ejecutiva:

13.1. La Comisión Ejecutiva estará integrada por un mínimo de cinco consejeros y un máximo de siete, incluidos el Presidente y el Consejero Delegado.

Presidirá la Comisión Ejecutiva el Presidente del Consejo de Administración y actuará de Secretario el que lo sea del Consejo. El régimen de sustituciones de estos cargos es el previsto para el Consejo de Administración.

13.2. Son competencias de la Comisión Ejecutiva adoptar los acuerdos correspondientes a las facultades que el Consejo le hubiere delegado.

13.3. La designación de los miembros de la Comisión Ejecutiva requerirá el voto favorable de, al menos, dos tercios de los miembros del Consejo.

13.4. Los acuerdos de la Comisión Ejecutiva sobre asuntos en los que exista delegación de facultades por parte del Consejo son de cumplimiento obligatorio desde su adopción. No obstante, en aquellos casos en los que a juicio del Presidente, o de la mayoría de los miembros de la Comisión Ejecutiva, la importancia del asunto así lo aconsejara, los acuerdos de la Comisión Ejecutiva se someterán a la ratificación posterior del Consejo.

13.5. El Secretario de la Comisión Ejecutiva, que será el del Consejo, levantará acta de los acuerdos adoptados, de los que se dará cuenta al Consejo, conforme a lo establecido en los Estatutos, en su siguiente sesión.

Denominación comisión: Comité de Auditoría.

Breve descripción: El Reglamento del Consejo de Administración regula en su artículo 14 el Comité de Auditoría y Cumplimiento:

14.1. El Comité de Auditoría y Cumplimiento estará integrado por un mínimo de cuatro y un máximo de seis miembros del Consejo de Administración, designados con el voto favorable de la mayoría del propio Consejo. En su composición deberán ser mayoría los consejeros no ejecutivos. Al menos uno de los miembros del Comité de Auditoría y Cumplimiento será independiente y será designado teniendo en cuenta sus conocimientos y experiencia en materia de contabilidad, auditoría o ambas.

14.2. El Presidente del Comité de Auditoría y Cumplimiento será designado por el Consejo de Administración, de entre los consejeros no ejecutivos o miembros que no posean funciones directivas o ejecutivas en la entidad, ni mantengan relación contractual distinta de la condición por la que se le nombre,con voto favorable de la mayoría del propio Consejo. El Presidente deberá ser sustituido cada cuatro años, pudiendo ser reelegido una vez transcurrido un plazo de un año desde su cese. A falta de Presidente, le sustituirá el consejero del Comité designado provisionalmente por el Consejo de Administración, y en su defecto, el miembro del Comité de mayor edad.

14.3. El Consejo de Administración procurará designar a los miembros del Comité de Auditoría y Cumplimiento, y de forma especial su Presidente, teniendo en cuenta sus conocimientos y experiencia en materia de contabilidad, auditoría o gestión de riesgos.

14.4. El Comité de Auditoría y Cumplimiento se reunirá cuantas veces lo convoque su Presidente, cuando así lo decidan la mayoría de sus miembros o a solicitud del Consejo de Administración. Las sesiones del Comité tendrán lugar en el domicilio social o en cualquier otro que determine el Presidente y que se señale en la convocatoria. El Comité quedará válidamente constituido cuando concurran, presentes o representados, la mayoría de sus miembros.

14.5. Los acuerdos deberán adoptarse con el voto favorable de la mayoría de los consejeros concurrentes a la sesión. En caso de empate, el voto del Presidente, o quien ejerza sus funciones, tendrá carácter dirimente.

14.6. El Comité de Auditoría y Cumplimiento podrá recabar asesoramiento externo, cuando lo considere necesario para el desempeño de sus funciones así como convocar a cualquier empleado o directivo de la sociedad.

14.7. El Secretario del Comité será el del Consejo de Administración y levantará acta de los acuerdos adoptados, de los que se dará cuenta al Consejo.

14.8 La función principal de este Comité será velar por el buen gobierno corporativo y la transparencia en todas las actuaciones de la sociedad en los ámbitos económico-financiero y de auditoría externa y cumplimiento y de auditoría interna, y en todo caso, tendrá encomendadas las siguientes funciones:

A) Informar en la Junta General de Accionistas sobre las cuestiones que en ella planteen los accionistas en materias de su competencia.

B) Proponer al Consejo de Administración para su sometimiento a la Junta General de Accionistas el nombramiento de los auditores de cuentas o sociedades de auditoría, de conformidad con el artículo 58 de los Estatutos Sociales.

C) Supervisar la eficacia del Sistema de Control Interno de la sociedad, y los sistemas de gestión de riesgos, así como discutir con los auditores de cuentas o sociedades de auditoría las debilidades significativas del sistema de control interno detectadas en el desarrollo de la auditoría.

D) Supervisar el proceso de elaboración y presentación de la información financiera regulada.

E) Supervisar los servicios de auditoría interna, que incluye, entre otras, las siguientes funciones:

1. Velar por la independencia y eficacia de la función de auditoría interna; proponer la selección, nombramiento, reelección y cese del responsable del servicio de auditoría interna; proponer el presupuesto de ese servicio; recibir información periódica sobre sus actividades; y verificar que la alta dirección tiene en cuenta las conclusiones y recomendaciones de sus informes.

2. Establecer y supervisar un mecanismo que permita a los empleados comunicar, de forma confidencial y, si se considera apropiado, anónima las irregularidades de potencial trascendencia, especialmente financieras y contables, que adviertan en el seno de la empresa.

F) Relacionarse con los auditores de cuentas o sociedades de auditoría y en particular:

1. Elevar al Consejo las propuestas de selección, nombramiento, reelección y sustitución del auditor de cuentas, así como las condiciones de su contratación.

2. Recibir regularmente del auditor de cuentas información sobre el plan de auditoría y los resultados de su ejecución, y verificar que la alta dirección tiene

en cuenta sus recomendaciones.

1. Asegurar la independencia del auditor de cuentas y, a tal efecto:

i) El Comité de Auditoría y Cumplimiento deberá recibir anualmente de los auditores de cuentas o sociedades de auditoría la confirmación escrita de su independencia frente a la Sociedad y/o entidades vinculadas a ésta directa o indirectamente, así como la información de los servicios adicionales de cualquier clase prestados.

ii) El Comité de Auditoría deberá emitir anualmente, con carácter previo a la emisión del informe de auditoría de cuentas, un informe en el que se expresará una opinión sobre la independencia de los auditores de cuentas o sociedades de auditoría. Este informe deberá pronunciarse, en todo caso, sobre la prestación de los servicios adicionales a que hace referencia el apartado anterior.

iii) Que la sociedad comunique como hecho relevante a la CNMV el cambio de auditor y lo acompañe de una declaración sobre la eventual existencia de desacuerdos con el auditor saliente y, si hubieran existido, de su contenido.

iv)Que se asegure que la sociedad y el auditor respetan las normas vigentes sobre prestación de servicios distintos a los de auditoría, los límites a la concentración del negocio del auditor y, en general, las demás normas establecidas para asegurar la independencia de los auditores;

v)Que en caso de renuncia del auditor de cuentas examine las circunstancias que la hubieran motivado.

1. En el caso de grupos, favorecer que el auditor del grupo asuma la responsabilidad de las auditorias de las empresas que lo integren.

G) Informar las propuestas de modificación del Código ético de la sociedad.

Estas funciones se entenderán con carácter enunciativo y sin perjuicio de aquéllas otras que el Consejo de Administración pudiera encomendarle.

14.9. El responsable de la función de auditoría interna presentará al Comité de Auditoría y Cumplimiento su plan anual de trabajo; informará directamente de las incidencias que se presenten en su desarrollo; y presentará al final de cada ejercicio un informe de actividades.

14.10. El Comité de Auditoría informará al Consejo, con carácter previo a la adopción por éste de las correspondientes decisiones, sobre los siguientes asuntos:

A) La información financiera que, por su condición de cotizada, la sociedad deba hacer pública periódicamente. El Comité deberá asegurarse de que las cuentas intermedias se formulan con los mismos criterios contables que las anuales y, a tal fin, considerará la procedencia de una revisión limitada del auditor de cuentas.

B) La creación o adquisición de participaciones en entidades de propósito especial o domiciliadas en países o territorios que tengan la consideración de paraísos fiscales, así como cualesquiera otras transacciones u operaciones de naturaleza análoga que, por su complejidad, pudieran menoscabar la transparencia del grupo.

C) Las operaciones vinculadas, en los términos que regule el Consejo de Administración.

C.2.5 Indique, en su caso, la existencia de regulación de las comisiones del consejo, el lugar en que están disponibles para su consulta, y las modificaciones que se hayan realizado durante el ejercicio. A su vez, se indicará si de forma voluntaria se ha elaborado algún informe anual sobre las actividades de cada comisión.

Denominación comisión: Comisión de Nombramientos y Retribuciones.

Breve descripción: El Comité de Nombramientos y Retribuciones, está regulado en los Estatutos Sociales y en el Reglamento del Consejo de Administración. Dichos textos están disponibles para su consulta en la página web de la Sociedad www.endesa.com.

El Comité de Nombramientos y Retribuciones elabora, el Informe Anual sobre Remuneración de los Consejeros.

Denominación comisión: Comisión Ejecutiva o Delegada.

Breve descripción: La Comisión Ejecutiva está regulada en los Estatutos Sociales y en el Reglamento del Consejo de Administración. El 10 de mayo de 2010 se modifica parcialmente el artículo 13: Comisión Ejecutiva del Reglamento del Consejo. Estos documentos están disponibles para su consulta en la página web de la Sociedad www.endesa.com.

Denominación comisión: Comité de Auditoría.

Breve descripción: El Comité de Auditoría y Cumplimiento, está regulado en los Estatutos Sociales y en el Reglamento del Consejo de Administración. Estos documentos están disponibles para su consulta en la página web de la Sociedad www.endesa.com.

El Comité de Auditoría elabora anualmente, entre otros, el informe de actividades del Comité de Auditoría y Cumplimiento y el informe sobre la independencia de los auditores de cuentas.

C.2.6 Indique si la composición de la comisión delegada o ejecutiva refleja la participación en el consejo de los diferentes consejeros en función de su condición:

Sí

D OPERACIONES VINCULADAS Y OPERACIONES INTRAGRUPO

D.1 Identifique al órgano competente y explique, en su caso, el procedimiento para la aprobación de operaciones con partes vinculadas e intragrupo.

Órgano competente para aprobar las operaciones vinculadas
Consejo de Administración
Procedimiento para la aprobación de operaciones vinculadas
El Comité de Auditoría y Cumplimiento examinará todas las Operaciones Vinculadas, con excepción de:

• las operaciones típicas, concepto que se refiere a aquellas que, por su objeto o naturaleza, se enmarquen dentro de las actividades principales de Endesa, S.A. y de las sociedades que ésta directa o indirectamente controle y no comprendan aspectos particulares críticos relacionados con sus características, sus riesgos sobre la naturaleza de la otra parte, o el momento de su realización.

  • aquellas Operaciones Vinculadas que cumplan simultáneamente las siguientes condiciones:

• Que se realicen en virtud de contratos cuyas condiciones estén estandarizadas y se apliquen en masa a muchos clientes.

• Que se realicen a precios o tarifas establecidos con carácter general por quien actúe como suministrador del bien o servicio del que se trate.

• Que su cuantía no supere el 1% de los ingresos anuales de la sociedad.

En el supuesto de operaciones de cuantía inferior a 25 millones de euros, el Comité de Auditoría y Cumplimiento resuelve sobre las mismas. Si las operaciones son de importe igual o superior a 25 millones de euros, el Comité de Auditoría y Cumplimiento emitirá informe para el Consejo de Administración. El Presidente del Comité de Auditoría y Cumplimiento, presenta al Consejo de Administración, para su consideración, todas las operaciones vinculadas sometidas al Comité de Auditoría y Cumplimiento.

Explique si se ha delegado la aprobación de operaciones con partes vinculadas, indicando, en su caso, el órgano o personas en quien se ha delegado.

D.2 Detalle aquellas operaciones significativas por su cuantía o relevantes por su materia realizadas entre la sociedad o entidades de su grupo, y los accionistas significativos de la sociedad:

Nombre o denominación social del accionista significativo	Nombre o denominación social de la sociedad o entidad de su grupo	Naturaleza de la relación	Tipo de la operación	Importe (miles de euros)
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Gastos financieros	30.489
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Gastos financieros	57
ENEL, S.P.A	ENDESA FINANCIACIÓN FILIALES, S.A.	Contractual	Gastos financieros	1.827
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA FINANCIACIÓN FILIALES, S.A.	Contractual	Gastos financieros	92
ENEL, S.P.A	ENDESA GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Gastos financieros	5.260
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENERSIS, S.A.	Contractual	Gastos financieros	6
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	CODENSA S.A. E.S.P.	Contractual	Gastos financieros	2

ENEL, S.P.A	EMPRESA NACIONAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE)	Contractual	Gastos financieros	35
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	EMGESA, S.A. E.S.P.	Contractual	Gastos financieros	2
ENEL, S.P.A	ENDESA ECO fusionada con COMPAÑÍA ELECTRICA TARAPACÁ, S.A.	Contractual	Gastos financieros	1
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	INMOBILIARIA MANSO DE VELASCO LIMITADA	Contractual	Gastos financieros	1
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	5
ENEL, S.P.A	BOLONIA REAL ESTATE, S.L.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	10
ENEL, S.P.A	ENEL INSURANCE N.V.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	105
ENEL, S.P.A	ENEL INSURANCE N.V.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	310
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	4.760
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA XXI, S.L.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	10
ENEL, S.P.A	ENDESA OPERACIONES Y SERVICIOS COMERCIALES, S.L.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	85
ENEL, S.P.A	ENDESA SERVICIOS, S.L.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	81
ENEL, S.P.A	ENDESA GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	4.020
ENEL, S.P.A	CARBOEX, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	141
ENEL, S.P.A	EMPRESA CARBONÍFERA DEL SUR, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	280
ENEL, S.P.A	UNIÓN ELÉCTRICA DE CANARIAS GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	2.080
ENEL, S.P.A	GAS Y ELECTRICIDAD GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	923
ENEL, S.P.A	ENERGÍAS DE ARAGÓN I, S.L.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	40
ENEL, S.P.A	ENDESA GENERACIÓN PORTUGAL, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	227
ENEL, S.P.A	DISTRIBUIDORA ELÉCTRICA DEL PUERTO DE LA	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	30

	CRUZ, S.A.
ENEL, S.P.A	ENDESA RED, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o	41
ENEL, S.P.A	ENDESA DISTRIBUCIÓN	Contractual	colaboración Contratos de gestión o	15.020
ENEL, S.P.A	ELÉCTRICA, S.L. ENDESA INGENIERÍA, S.L.	Contractual	colaboración Contratos de gestión o colaboración	130
ENEL, S.P.A	ENDESA GAS, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	5
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Arrendamie ntos	20
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	CENTRAIS ELÉTRICAS CACHOEIRA DOURADA, S.A.	Contractual	Arrendamie ntos	7
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	AMPLA ENERGIA E SERVIÇOS, S.A.	Contractual	Arrendamie ntos	561
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	CENTRAL GERADORA TERMELETRICA FORTALEZA, S.A.	Contractual	Arrendamie ntos	16
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	COMPANHIA ENERGETICA DO CEARA, S.A.	Contractual	Arrendamie ntos	515
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	COMPAÑÍA DE INTERCONEXION ENERGÉTICA, S.A.	Contractual	Arrendamie ntos	9
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	29.092
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	128
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	1.328
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	580
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	1.077
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	194
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	31.560
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	660
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	10
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	130
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA OPERACIONES Y SERVICIOS COMERCIALES, S.L.	Contractual	Recepción de servicios	10.999
ENEL, S.P.A	ENDESA OPERACIONES Y SERVICIOS COMERCIALES, S.L.	Contractual	Recepción de servicios	12
ENEL, S.P.A	ENDESA OPERACIONES Y SERVICIOS	Contractual	Recepción de servicios	110

	COMERCIALES, S.L.
	ENDESA	Contractual	Recepción
	OPERACIONES Y		de servicios
ENEL, S.P.A	SERVICIOS			70
	COMERCIALES, S.L.
	ENDESA	Contractual	Recepción
ENEL, S.P.A	OPERACIONES Y		de servicios	129
	SERVICIOS
	COMERCIALES, S.L.
ENEL ENERGY	ENDESA	Contractual	Recepción	2.781
EUROPE, S.R.L.	SERVICIOS, S.L.		de servicios
ENEL ENERGY	ENDESA	Contractual	Recepción	14.340
EUROPE, S.R.L.	GENERACIÓN, S.A.		de servicios
ENEL, S.P.A	ENDESA GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	3.290
	ENDESA	Contractual	Recepción
ENEL, S.P.A	GENERACIÓN, S.A.		de servicios	300
	ENDESA	Contractual	Recepción
ENEL, S.P.A	GENERACIÓN, S.A.		de servicios	60
	ENDESA	Contractual	Recepción
ENEL, S.P.A	GENERACIÓN, S.A.		de servicios	110
ENEL, S.P.A	ENDESA	Contractual	Recepción	840
	GENERACIÓN, S.A.		de servicios
	ASOCIACIÓN	Contractual	Recepción
ENEL ENERGY	NUCLEAR ASCÓ		de servicios	162
EUROPE, S.R.L.	VANDELLÓS II,
	A.I.E.
ENEL ENERGY	CARBOEX, S.A.	Contractual	Recepción	447
EUROPE, S.R.L.	EMPRESA	Contractual	de servicios Recepción
ENEL ENERGY	CARBONÍFERA DEL		de servicios	431
EUROPE, S.R.L.	SUR, S.A.
	UNIÓN ELÉCTRICA	Contractual	Recepción
ENEL ENERGY	DE CANARIAS		de servicios	2.870
EUROPE, S.R.L.	GENERACIÓN, S.A.
	UNIÓN ELÉCTRICA	Contractual	Recepción
ENEL, S.P.A	DE CANARIAS		de servicios	10
	GENERACIÓN, S.A.
ENEL ENERGY	GAS Y	Contractual	Recepción
EUROPE, S.R.L.	ELECTRICIDAD		de servicios	1.146
	GENERACIÓN, S.A.
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ELECGAS, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	5
ENEL ENERGY		Contractual	Recepción
EUROPE, S.R.L.	ENDESA RED, S.A.		de servicios	1.000
	ENDESA	Contractual	Recepción
ENEL, S.P.A	DISTRIBUCIÓN		de servicios	3.000
	ELÉCTRICA, S.L.
ENEL ENERGY	ENDESA	Contractual	Recepción
EUROPE, S.R.L.	DISTRIBUCIÓN		de servicios	61.420
	ELÉCTRICA, S.L.
	ENDESA	Contractual	Recepción
ENEL, S.P.A	DISTRIBUCIÓN		de servicios	680
	ELÉCTRICA, S.L.
ENEL, S.P.A	ENDESA DISTRIBUCIÓN	Contractual	Recepción de servicios	60
	ELÉCTRICA, S.L.
	INTERNATIONAL	Contractual	Recepción
ENEL, S.P.A	ENDESA B.V.		de servicios	180
	ENDESA	Contractual	Recepción
ENEL ENERGY	LATINOAMÉRICA,		de servicios	500
EUROPE, S.R.L.	S.A.

ENEL, S.P.A	ENDESA LATINOAMÉRICA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	170
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENERSIS, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	102
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	EMPRESA DISTRIBUIDORA SUR, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	20
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	CODENSA S.A. E.S.P.	Contractual	Recepción de servicios	253
ENEL, S.P.A	CODENSA S.A. E.S.P.	Contractual	Recepción de servicios	95
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	EMPRESA DE ENERGIA DE CUNDINAMARCA, S.A. E.S.P.	Contractual	Recepción de servicios	17
ENEL, S.P.A	ENDESA BRASIL, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	624
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	CHILECTRA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	715
ENEL, S.P.A	CHILECTRA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	227
ENEL, S.P.A	EMPRESA NACIONAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE)	Contractual	Recepción de servicios	68
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	EMPRESA NACIONAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE)	Contractual	Recepción de servicios	431
ENEL, S.P.A	EMPRESA NACIONAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE)	Contractual	Recepción de servicios	501
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	EMGESA, S.A. E.S.P.	Contractual	Recepción de servicios	63
ENEL, S.P.A	EMGESA, S.A. E.S.P.	Contractual	Recepción de servicios	371
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA COSTANERA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	33
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	HIDROELECTRICA EL CHOCÓN, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	13
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	EDEGEL, S.A.A.	Contractual	Recepción de servicios	62
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	INMOBILIARIA MANSO DE VELASCO LIMITADA	Contractual	Recepción de servicios	4
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ICT SERVICIOS INFORMATICOS LIMITADA	Contractual	Recepción de servicios	3
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	EMPRESA DE DISTRIBUCION ELECTRICA LIMA NORTE, S.A.A.	Contractual	Recepción de servicios	188
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA CEMSA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	8
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	EMPRESA ELECTRICA DE PIURA, S.A.	Contractual	Recepción de servicios	14
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Compra de bienes (terminados	67.230

			o en curso)
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA XXI, S.L.	Contractual	Compra de bienes (terminados o en curso)	670
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA XXI, S.L.	Contractual	Compra de bienes (terminados o en curso)	1.160
ENEL, S.P.A	ENDESA GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Compra de bienes (terminados o en curso)	280
ENEL, S.P.A	ENDESA GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Compra de bienes (terminados o en curso)	48.654
ENEL, S.P.A	CARBOEX, S.A.	Contractual	Compra de bienes (terminados o en curso)	5.600
ENEL, S.P.A	ENDESA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, S.L.	Contractual	Compra de bienes (terminados o en curso)	46.280
ENEL, S.P.A	EMPRESA NACIONAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE)	Contractual	Compra de bienes (terminados o en curso)	9.294
ENEL, S.P.A	EMPRESA NACIONAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE)	Contractual	Compra de bienes (terminados o en curso)	64
ENEL, S.P.A	EMPRESA ELECTRICA PEHUENCHE, S.A.	Contractual	Compra de bienes (terminados o en curso)	2
ENEL, S.P.A	EMPRESA ELECTRICA PEHUENCHE, S.A.	Contractual	Compra de bienes (terminados o en curso)	35
ENEL, S.P.A.	EMPRESA NACIONAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE)	Contractual	Compra de bienes (terminados o en curso)	1.744
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Perdidas por baja o enajenación de activos	70
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Otros gastos	10
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Otros gastos	100
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Otros gastos	140
ENEL, S.P.A	ENDESA GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Otros gastos	780
ENEL, S.P.A	ENDESA GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Otros gastos	184.270
ENEL, S.P.A	ENDESA CARBONO, S.L liquidada en Diciembre 2013	Contractual	Otros gastos	10

ENEL, S.P.A	ENDESA INGENIERÍA, S.L.	Contractual	Otros gastos	40
ENEL, S.P.A	ENDESA INGENIERÍA, S.L.	Contractual	Otros gastos	220
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	CODENSA S.A. E.S.P.	Contractual	Otros gastos	28
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA BRASIL, S.A.	Contractual	Otros gastos	10
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Ingresos financieros	8
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Ingresos financieros	34
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA FINANCIACIÓN FILIALES, S.A.	Contractual	Ingresos financieros	1.560
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENERSIS, S.A.	Contractual	Ingresos financieros	4
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	CODENSA S.A. E.S.P.	Contractual	Ingresos financieros	7
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	CHILECTRA, S.A.	Contractual	Ingresos financieros	100
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	EMPRESA NACIONAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE)	Contractual	Ingresos financieros	21
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	EMGESA, S.A. E.S.P.	Contractual	Ingresos financieros	2
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	31
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	5.661
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	133
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	136
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	66
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	6.725
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	183
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	258
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	340
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	783
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA SERVICIOS, S.L.	Contractual	Arrendamie ntos	4.819
ENEL, S.P.A	ENDESA GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Arrendamie ntos	2.500
ENEL, S.P.A	ENDESA	Contractual	Arrendamie	919

	SERVICIOS, S.L.		ntos
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Prestación de servicios	232
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	BOLONIA REAL ESTATE, S.L.	Contractual	Prestación de servicios	30
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Prestación de servicios	90
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA SERVICIOS, S.L.	Contractual	Prestación de servicios	4
ENEL, S.P.A	ENDESA	Contractual	Prestación	20
ENEL, S.P.A	SERVICIOS, S.L. ENDESA	Contractual	de servicios Prestación	160
ENEL, S.P.A	GENERACIÓN, S.A. ENDESA	Contractual	de servicios Prestación	360
ENEL, S.P.A	GENERACIÓN, S.A. ENDESA	Contractual	de servicios Prestación	110
ENEL, S.P.A	GENERACIÓN, S.A. ENDESA RED, S.A.	Contractual	de servicios Prestación	147
	ENDESA	Contractual	de servicios Prestación
ENEL, S.P.A	DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, S.L.		de servicios	610
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, S.L.	Contractual	Prestación de servicios	1.430
ENEL, S.P.A	ENDESA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, S.L.	Contractual	Prestación de servicios	300
ENEL, S.P.A	ENDESA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, S.L.	Contractual	Prestación de servicios	50
ENEL, S.P.A	ENDESA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, S.L.	Contractual	Prestación de servicios	170
ENEL, S.P.A	ENDESA LATINOAMÉRICA, S.A.	Contractual	Prestación de servicios	500
ENEL, S.P.A	ENERSIS, S.A.	Contractual	Prestación de servicios	49
ENEL, S.P.A	CHILECTRA, S.A.	Contractual	Prestación de servicios	2
ENEL, S.P.A	CHILECTRA, S.A.	Contractual	Prestación de servicios	3
ENEL, S.P.A	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Venta de bienes (terminados o en curso)	12.600
ENEL, S.P.A	ENDESA GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Venta de bienes (terminados o en curso)	17.010
ENEL, S.P.A	ENDESA INGENIERÍA, S.L.	Contractual	Venta de bienes (terminados o en curso)	360
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA INGENIERÍA, S.L.	Contractual	Venta de bienes (terminados o en curso)	30
ENEL, S.P.A	EMPRESA NACIONAL DE ELECTRICIDAD,	Contractual	Venta de bienes (terminados	411

	S.A. (CHILE)		o en curso)
ENEL, S.P.A	EMPRESA NACIONAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE)	Contractual	Venta de bienes (terminados o en curso)	11
ENEL, S.P.A	EMPRESA ELECTRICA PEHUENCHE, S.A.	Contractual	Venta de bienes (terminados o en curso)	130
ENEL, S.P.A	EMPRESA ELECTRICA PEHUENCHE, S.A.	Contractual	Venta de bienes (terminados o en curso)	332
ENEL, S.P.A	ENDESA, S.A.	Contractual	Otros ingresos	5
ENEL, S.P.A	ENDESA GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Otros ingresos	29.400
ENEL, S.P.A	ENDESA GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Otros ingresos	109.680
ENEL, S.P.A	ENDESA ECO fusionada con COMPAÑÍA ELECTRICA TARAPACÁ, S.A.	Contractual	Otros ingresos	359
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA, S.A.	Contractual	Compra de activos materiales, intangibles u otros activos	28.621
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	BOLONIA REAL ESTATE, S.L.	Contractual	Compra de activos materiales, intangibles u otros activos	440
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA ENERGÍA, S.A.	Contractual	Compra de activos materiales, intangibles u otros activos	27.340
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Compra de activos materiales, intangibles u otros activos	2.830
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	UNIÓN ELÉCTRICA DE CANARIAS GENERACIÓN, S.A.	Contractual	Compra de activos materiales, intangibles u otros activos	150
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	GAS Y ELECTRICIDAD GENERACIÓN, S.A	Contractual	Compra de activos materiales, intangibles u otros activos	16
ENEL, S.P.A	ENDESA DISTRIBUCIÓN	Contractual	Compra de activos	640

	ELÉCTRICA, S.L.		materiales, intangibles u otros activos
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, S.L.	Contractual	Compra de activos materiales, intangibles u otros activos	16.020
ENEL ENERGY EUROPE, S.R.L.	ENDESA FINANCIACIÓN FILIALES, S.A.	Contractual	Acuerdos de financiación : créditos y aportacione s de capital (prestamist a)	1.000.000
ENEL, S.P.A	ENDESA LATINOAMÉRICA, S.A.	Contractual	Contratos de gestión o colaboración	8.620

D.3 Detalle las operaciones significativas por su cuantía o relevantes por su materia realizadas entre la sociedad o entidades de su grupo, y los administradores o directivos de la sociedad:

Nombre o denominación social de los administradores o directivos	Nombre o denominación social de la parte vinculada	Vínculo	Naturaleza de la operación	Importe (miles de euros)

D.4 Informe de las operaciones significativas realizadas por la sociedad con otras entidades pertenecientes al mismo grupo, siempre y cuando no se eliminen en el proceso de elaboración de estados financieros consolidados y no formen parte del tráfico habitual de la sociedad en cuanto a su objeto y condiciones.

En todo caso, se informará de cualquier operación intragrupo realizada con entidades establecidas en países o territorios que tengan la consideración de paraíso fiscal:

Denominación social de la	Breve descripción de la	Importe
entidad de su grupo	operación	(miles de euros)

• D.5 Indique el importe de las operaciones realizadas con otras partes vinculadas.
• D.6 Detalle los mecanismos establecidos para detectar, determinar y resolver los posibles conflictos de intereses entre la sociedad y/o su grupo, y sus consejeros, directivos o accionistas significativos.

El artículo 29 del Reglamento del Consejo de Administración, dispone que los consejeros no podrán utilizar el nombre de la sociedad ni invocar su condición de consejeros de la misma para la realización de operaciones por cuenta propia o de personas a ellos vinculadas.

Asimismo, ningún consejero podrá realizar, en beneficio propio o de personas a él vinculadas, inversiones o cualesquiera operaciones ligadas a los bienes de la sociedad, de las que haya tenido conocimiento con ocasión del ejercicio del cargo, cuando la inversión o la operación hubiera sido ofrecida a la sociedad o la sociedad tuviera interés en ella, siempre que la sociedad no haya desestimado dicha inversión u operación sin mediar influencia del consejero.

Por ello, los consejeros deberán comunicar al consejo de administración cualquier situación de conflicto, directo o indirecto, que pudieran tener, con el interés de la sociedad. En caso de conflicto, el consejero afectado se abstendrá de intervenir en los acuerdos o decisiones relativos a la operación a que el conflicto se refiera y, en todo caso, las situaciones de conflicto de intereses en que se encuentren los consejeros de la sociedad serán objeto de información de conformidad con la legislación vigente.

Los consejeros deberán comunicar la participación directa o indirecta que, tanto ellos como las personas vinculadas, tuvieran en el capital de una sociedad con el mismo, análogo o complementario género de actividad al que constituya el objeto social, así como los cargos o las funciones que en ella ejerzan, todo ello de conformidad con la legislación vigente.

Asimismo, el consejero deberá informar de la realización de actividades por cuenta propia o ajena, en sociedades con el mismo, análogo o complementario género de actividad del que constituya el objeto social. Dicha información se difundirá en la memoria de conformidad con la legislación vigente.

En este sentido, se detalla quienes tendrán la consideración de personas vinculadas a los consejeros:

• A) El cónyuge del consejero o las personas con análoga relación de afectividad.
• B) Los ascendientes, descendientes y hermanos del consejero o del cónyuge del consejero.
• C) Los cónyuges de los ascendientes, de los descendientes y de los hermanos del consejero.
• D) Las sociedades en las que el Consejero, por sí o por persona interpuesta, se encuentre en alguna de las situaciones contempladas en el apartado primero del artículo 42 del Código de Comercio.

Y se detalla con respecto al consejero persona jurídica, quienes son personas vinculadas:

• A) Los socios que se encuentren, respecto del consejero persona jurídica, en alguna de las situaciones de control contempladas en la Ley.
• B) Los consejeros, de derecho o de hecho, los liquidadores, y los apoderados con poderes generales del consejero persona jurídica.
• C) Las sociedades que formen parte del mismo grupo y sus socios.
• D) Las personas que respecto del representante del consejero persona jurídica tengan la consideración de personas vinculadas a los consejeros de conformidad con lo que se establece en el párrafo anterior.

Por otra parte, el artículo 26 del Reglamento del Consejo, establece cuales son los deberes de los Consejeros, ya que es función de todos los Consejeros contribuir a la función del Consejo de impulsar y supervisar la gestión de la sociedad. Asimismo, en el desempeño de sus funciones, obrarán con fidelidad al interés social, lealtad y diligencia. Su actuación se guiará únicamente por el interés social, interpretado con plena independencia, procurando siempre la mejor defensa y protección de los intereses del conjunto de los accionistas, de quienes procede su mandato y ante quienes rinden cuentas.

En particular, deben cumplir con lo establecido en el punto C):

Comunicar las operaciones realizadas por familiares y por sociedades vinculadas patrimonialmente al Consejero, que tengan relevancia para la gestión de la sociedad.

Por último, establece el Reglamento Interno de Conducta en relación a los conflictos de intereses que:

Las personas afectadas deberán informar al Secretario General sobre los posibles conflictos de intereses que puedan surgir con la titularidad del patrimonio personal o familiar o con cualquier causa que interfiera en el ejercicio de las actividades que son objeto de este Reglamento.

En caso de duda sobre la existencia de un conflicto de intereses, las personas sujetas deberán consultar al Secretario General que resolverá por escrito. El Secretario General podrá elevar el asunto al Comité de Auditoría y Cumplimiento, cuando por su trascendencia o dificultad lo estime conveniente.

Si el afectado por un posible conflicto de intereses es un miembro del Comité de Auditoría y Cumplimiento o el Consejero Delegado, será el Comité el que resolverá sobre la existencia o no del mismo. Si el afectado fuera el Secretario General, deberá comunicar al Consejero Delegado el posible conflicto para que resuelva sobre su existencia o, en su caso, eleve el asunto al Comité de Auditoría y Cumplimiento.

D.7 ¿Cotiza más de una sociedad del Grupo en España?

No

Identifique a las sociedades filiales que cotizan en España:

Indique si han definido públicamente con precisión las respectivas áreas de actividad y eventuales relaciones de negocio entre ellas, así como las de la sociedad dependiente cotizada con las demás empresas del grupo;

Identifique los mecanismos previstos para resolver los eventuales conflictos de intereses entre la filial cotizada y las demás empresas del grupo:

E SISTEMAS DE CONTROL Y GESTION DE RIESGOS

E.1 Explique el alcance del Sistema de Gestión de Riesgos de la sociedad.

El Gobierno de los Riesgos consiste en guiar y dirigir el conjunto de acciones estratégicas, organizativas y operativas al objeto de que los gestores puedan maximizar la rentabilidad de la empresa, la preservación o incremento de su patrimonio y fondos propios y la certidumbre en su consecución por encima de determinados niveles, evitando que eventos futuros puedan influir negativamente en la consecución de los objetivos de rentabilidad fijados por la empresa. El Gobierno de los Riesgos forma parte del Gobierno Corporativo y es impulsado por la Alta Dirección de la Compañía. Para que sea eficaz, el riesgo debe ser considerado como un elemento más de los Planes Operativos; siendo preciso identificar y analizar qué factores pueden afectar a la consecución de los objetivos empresariales y sus consecuencias cuantificadamente con el fin de determinar las acciones necesarias para que dichos objetivos puedan ser alcanzados con mayor certidumbre. Los principios generales para el Gobierno de los Riesgos en Endesa son los siguientes:

• 1. Se establecen estrategias globales de riesgo, desarrolladas a nivel táctico y operativo, que servirán para orientar la definición y despliegue de los diferentes niveles y tipos de riesgo dentro de la compañía, coherentes con los objetivos de Negocio y de la empresa.
• 1. En cada país existe un Comité de Riesgos encargado de definir, aprobar y actualizar los criterios y principios básicos en los que se han de inspirar las actuaciones relacionadas con el riesgo.
• 1. Los Comités de Riesgos son, además, los órganos responsables de aprobar la estrategia y las políticas de Riesgos, dentro de las cuales deben desarrollar su actividad los Negocios y Áreas Corporativas.
• 1. Cualquier actuación que pueda suponer niveles de riesgo superiores a los establecidos por los Comités de Riesgos debe contar con su aprobación.
• 1. Además de los mencionados órganos, el Gobierno de Riesgos se organiza operativamente a través de la existencia de las funciones de Control de Riesgos y de Gestión de Riesgos, siendo ambas funciones independientes.

El Sistema de Control de Riesgos de Endesa, en el que el riesgo global se define como el riesgo resultante de la consolidación de todos los riesgos a los que está expuesta, considerando los efectos de mitigación entre las diferentes exposiciones y categorías del mismo, permite la consolidación de las exposiciones al riesgo de las unidades y áreas de negocio de la Compañía y su valoración, así como la elaboración de la correspondiente información de gestión para la toma de decisiones en términos de riesgo y de empleo adecuado de capital.

El Proceso de Control y Gestión de Riesgos obedece a un modelo basado, por una parte, en el estudio permanente del perfil de riesgo, en las mejores prácticas actuales en el sector energético o de referencia en la gestión de riesgos, en criterios de homogeneidad de las mediciones, en la separación entre gestores y controllers de riesgo, y, por otra parte, en asegurar la conexión entre el riesgo asumido y los recursos necesarios para operar los negocios optimizando la relación riesgo-retorno de los negocios.

El Ciclo de Control y Gestión de Riesgos es el conjunto de actividades relacionadas con la identificación, medición, control y gestión de los distintos riesgos incurridos por los Negocios y la Corporación y está orientado a que exista un control y gestión adecuados de los riesgos.

• Identificación. El objetivo de la identificación de riesgos es el mantenimiento de un repositorio priorizado y actualizado de todos los

riesgos asumidos por la corporación a través de la participación coordinada y eficiente de todos los niveles de la Compañía. El proceso se fundamenta en las siguientes tareas:

• · Capturar de manera continua los nuevos riesgos/oportunidades relevantes.
• · Incorporar y actualizar de manera periódica las características/descripciones de los riesgos capturados.
• · Obtener una cuantificación preliminar de los riesgos identificados.
• · Obtener una priorización de los riesgos de acuerdo a un conjunto
• de criterios de clasificación por importancia relativa establecidos.
• · Integrar la información obtenida en un Mapa de Riesgos incorporado en el esquema de reporting corporativo.
• Medición. El objetivo de la medición de parámetros que permitan una agregación y comparación de riesgos es la obtención de una cuantificación global de la exposición al riesgo asumida, incluyendo todas las posiciones del Grupo. En función del ámbito de toma de decisiones se utilizan las siguientes métricas: Valor en Riesgo, EBITDA en Riesgo, Margen en Riesgo. Este objetivo se consigue a través de la realización de las siguientes tareas:
  • · Obtención en tiempo de información única, consistente y fiable de posiciones y factores de riesgo.
  • · Modelización de posiciones y factores de riesgo de forma consistente.
  • · Obtención de las métricas que integren todos los riesgos del Grupo Endesa.
  • · Obtención de métricas complementarias que permitan el entendimiento de la estructura de riesgo asumida.
  • · Incorporación al esquema de reporting de riesgos de la información elaborada a partir del proceso de medición.
• Control. El objetivo del control de riesgos es garantizar la adecuación de los riesgos asumidos por Endesa. Este objetivo se consigue a través de las siguientes tareas:
  • · Se definen referencias cuantitativas (límites) que reflejan la estrategia de Endesa y la predisposición al riesgo establecida por la Alta Dirección.
  • · Se realiza el seguimiento de los límites establecidos.
  • · Se identifican y toman en consideración posibles incumplimientos de los límites fijados.
  • · Se establecen las acciones, procesos y flujos de información necesarios para proporcionar la posibilidad de revisar la estructura de límites de forma temporal con el fin de aprovechar oportunidades específicas surgidas en cada actividad.
• Gestión. El objetivo de la gestión de riesgos es la ejecución de las acciones encaminadas a la adecuación de los niveles de riesgo asumidos en cada nivel de la Compañía, a la predisposición y tolerancia al riesgo fijada.

E.2 Identifique los órganos de la sociedad responsables de la elaboración y ejecución del Sistema de Gestión de Riesgos.

Comité de Riesgos a nivel País

Objetivos:

• Asegurar la participación de la Alta Dirección en las decisiones estratégicas de la gestión y el control de los riesgos.
• Garantizar la coordinación entre la unidad de gestión de riesgo de los países y las unidades operativas de las Líneas de Negocio.
• Proporcionar una visión integrada del riesgo por Áreas de Negocio en cada país.

Funciones:

• Aprobar las políticas de gestión de riesgos en los países.
• Ser informado de los límites de riesgo aprobados por los Comités de Riesgos del Grupo.
• Proponer estrategias de gestión de riesgos para operaciones "extraordinarias".
• Analizar la exposición y la gestión de los riesgos de cada Área de Negocio.

Composición:

• Administración, Finanzas y Control
• Regulación y Medio Ambiente
• Auditoría
• Eficiencia Energética
• Distribución
• Generación
• Gestión de Riesgos
• Gestión de la Energía
• Comercialización

Comisión de Riesgos Financieros a nivel País.

Objetivos:

• Coordinación entre unidades de Gestión de Riesgos y unidades de finanzas
• Apoyar al Comité de Riesgos en los análisis de riesgos financieros

Actividades:

• Análisis de riesgos financieros
• Análisis ex-ante de las operaciones relevantes
• Evaluación de nuevos tipos de instrumentos

Composición:

• AFC (área finanzas y económica)
• Gestión de Riesgos País
• Finanzas Holding
• Gestión de Riesgos Holding

Comisión de Riesgos de Crédito y Contraparte a nivel País.

Objetivos:

• Coordinación entre unidades de Gestión de Riesgos y unidades de negocio
• Apoyar al Comité de Riesgos en los análisis de riesgos de crédito y contraparte

Actividades:

• Análisis de riesgos crédito y contraparte.
• Favorecer el intercambio de visiones de entorno de crédito.

Composición:

• Riesgos Comercialización Grandes Clientes
• Riesgos Comercialización Gran Público
• Riesgos Gestión de Energía
• Riesgos Finanzas
• Gestión de Riesgos a nivel País
• Gestión de Riesgos Crédito Holding

E.3 Señale los principales riesgos que pueden afectar a la consecución de los objetivos de negocio.

Los riesgos a los que se enfrenta Endesa en el desarrollo de su actividad se agrupan en:

• Riesgo de negocio: dentro de esta tipología de riesgo se incluye:
  • · Riesgo Legal, que se corresponde con las incertidumbres derivadas de acciones legales o de las Administraciones a la aplicación e interpretación de contratos, leyes o regulación.
  • · Riesgo Estratégico y Regulatorio, que es aquel ligado a posibles pérdidas de valor o resultados derivados de las incertidumbres estratégicas, cambios en el entorno y en el mercado/competencia, y alteraciones en el marco regulatorio. Incluye el riesgo país, el riesgo de limitación de dividendos, el de expropiación total o vía regulación expropiante.
• Riesgo de mercado: riesgo de que variaciones en precios y variables de mercado produzcan cambios en el valor o margen de empresa. Estos riesgos se clasifican en:
  • · Riesgo de commodity, o riesgo de que los precios de las materias primas combustibles o energía, en sus divisas de cotización respectivas varíen.
  • · Riesgo de tipo de interés: riesgo ante variaciones de los tipos de interés y márgenes crediticios o inflación.
  • · Riesgo de tipo de cambio: riesgo ligado a la variación en la paridad de las monedas.
  • · Riesgo de liquidez y financiación: en relación con el pasivo, es el riesgo ligado a la imposibilidad de realizar transacciones o al incumplimiento de obligaciones procedentes de las actividades operativas o financieras por falta de fondos o acceso a los mercados financieros. En relación con el activo es el riesgo de no poder obtener en un momento dado adquirente del activo para la venta a precio de mercado o la falta de precio de mercado.
  • · Riesgo de renta variable, o riesgo ante las variaciones de precio de acciones u otros índices de renta variable.
  • · Riesgo de crédito o riesgo de contraparte: es el riesgo de insolvencia, concurso de acreedores o quiebra o de posibles incumplimientos de pago de obligaciones dinerarias cuantificables, por parte de las contrapartes a las que la empresa ha otorgado efectivamente crédito neto, por cualquier causa, y están pendientes de liquidación o cobro.
  • · Riesgo operacional: es el riesgo de incurrir en pérdidas como consecuencia de la no existencia o existencia inadecuada de procedimientos, recursos humanos y sistemas, o por acontecimientos externos.

E.4 Identifique si la entidad cuenta con un nivel de tolerancia al riesgo.

Los límites son definidos y diseñados para garantizar un nivel de riesgo coherente con los objetivos asignados a los negocios. Límites y umbrales se definen para asegurar un proceso efectivo de gestión del riesgo.

Se han implementado modelos y sistemas para el análisis, medición y monitorización de los riesgos, que proporcionan información sobre los mismos y aseguran la homogeneidad a través de todo el Grupo.

Existen procedimientos específico para gestionar los riesgos dentro de las distintas líneas de negocio mediante los que se analiza toda la información relevante para evaluar adecuadamente los factores de riesgo y cambios en las condiciones del negocio.

Las actividades de medición del riesgo, monitorización y reporting están enfocadas en las exposiciones de riesgo a nivel de Grupo y a nivel de las Unidades de negocio respecto de los límites y umbrales fijados.

A este respecto, se realizan diferentes actividades:

• Se valoran riesgos locales para garantizar que los factores de riesgo derivados de nuevos contratos o iniciativas de negocio son monitorizados.
• Se analiza el mercado de cada país y la evolución de la cartera para asegurar la coherencia y la utilidad de los indicadores de riesgo.
• Se analiza la información sobre la exposición y las coberturas y realiza una primera estimación de los indicadores de riesgo.
• Se revisa y comunica internamente toda la información relativa a la exposición local al riesgo.
• Se desarrolla una labor continua de monitorización de datos históricos para la calibración de modelos y comprensión de los mercados locales.
• Se asegura una medida y monitorización apropiada de las exposiciones a riesgos.

E.5 Indique qué riesgos se han materializado durante el ejercicio.

Riesgo materializado en el ejercicio: Existe una exposición constante a riesgos como el regulatorio, de tipos de interés, de cambio...

Circunstancias que lo han motivado: Los riesgos se han mantenido en el ejercicio dentro de términos normales y acordes con la actividad desarrollada.

Funcionamiento de los sistemas de control: Los sistemas de control han funcionado adecuadamente.

E.6 Explique los planes de respuesta y supervisión para los principales riesgos de la entidad.

El sistema de límites de riesgos se basa en la definición de límites y umbrales.

En caso de traspaso de los límites, la Unidad de Riesgos analiza la situación puede autorizar el traspaso. En caso de traspaso por encima de un determinado umbral, el Comité involucrado será convocado.

La decisión final la tomará el Comité autorizando una exención o revisión de limite o procediendo a ordenar la liquidación de las posiciones necesarias para cumplir los límites establecidos.

F SISTEMAS INTERNOS DE CONTROL Y GESTIÓN DE RIESGOS EN RELACIÓN CON EL PROCESO DE EMISIÓN DE LA INFORMACIÓN FINANCIERA (SCIIF)

Describa los mecanismos que componen los sistemas de control y gestión de riesgos en relación con el proceso de emisión de información financiera (SCIIF) de su entidad.

Introducción.

Los requisitos de transparencia de los mercados de valores han evolucionado de forma notable en los últimos años. En particular, las normas de preparación de la información financiera, a las que están sometidas las entidades cotizadas, se han sofisticado y su complejidad ha aumentado de forma muy considerable. Para dar respuesta a los retos planteados, resulta imprescindible que los sistemas de control interno evolucionen de forma adecuada y sean capaces de proporcionar una seguridad razonable sobre la fiabilidad de la información financiera que suministran al mercado las entidades cotizadas.

Asimismo, los grupos de interés exigen de las empresas cada vez mayores compromisos con la protección de los intereses de sus accionistas, clientes, empleados, acreedores, proveedores y de la sociedad en su conjunto. Estas nuevas exigencias se materializan, entre otros aspectos, en el establecimiento, por parte de las compañías, de medidas concretas para reforzar la confianza en la información financiera de todo tipo que se proporciona al exterior.

Un aspecto fundamental para reforzar esta confianza es el establecimiento de sistemas de control interno de la información financiera eficaces, que permitan:

• Proporcionar una información financiera fiable y de calidad con la involucración de toda la Organización.
• Sistematizar y formalizar los controles sobre la información financiera, obteniendo mejoras y mayor eficiencia como consecuencia de la utilización de las mejores prácticas.

En este contexto, a propuesta de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (en adelante, "CNMV"), en 2010 se constituyó un Grupo de Trabajo de Control Interno sobre la Información Financiera (en adelante, "GTCI"), con la finalidad de elaborar un conjunto de recomendaciones acerca del Sistema de Control Interno sobre la Información Financiera (en adelante, "SCIIF"). Los trabajos del GTCI se centraron en conseguir tres objetivos básicos:

• (i) Revisar el marco regulatorio español en materia de control interno sobre la información financiera,
• (ii) establecer un marco de referencia de principios y buenas prácticas relativas a los SCIIF, incluyendo la supervisión de su funcionamiento, y
• (iii) contribuir a mejorar la transparencia de la información que las entidades cotizadas difundan a los mercados de valores sobre su SCIIF.

La legislación española incorpora las regulaciones en materia de control interno previstas en la Directiva Comunitaria 2006/46, la cual requiere que las entidades faciliten a los mercados una descripción de las principales características de los sistemas internos de control y gestión de riesgos en relación con el proceso de emisión de información financiera.

La Ley 2/2011, de 4 de marzo, de Economía Sostenible introdujo un nuevo artículo 61 bis de la Ley 24/1988, de 28 de julio, del Mercado de Valores en el que se regula el contenido mínimo del informe de gobierno corporativo. La Ley contempla la obligación de incorporar en dicho informe una descripción de las principales características de los sistemas internos de control y gestión de riesgos en relación con el proceso de emisión de la información financiera.

Este mandato de la Ley se desarrolla reglamentariamente en la Circular 5/2013 de 12 de Junio de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (en adelante "CNMV") sobre el modelo de informe anual de gobierno corporativo de las sociedades anónimas cotizadas, en el que se indica el contenido del informe sobre el modelo de control interno de la información financiera exigido por la Ley del Mercado de Valores.

Endesa forma parte integrante del grupo empresarial europeo ENEL, el cual aplica lo establecido en las Directivas Comunitarias y la ley italiana "Testo Unico della Finanza" con el objetivo de alcanzar los más altos estándares de eficacia y transparencia de su sistema de control interno de la información financiera, A tal efecto ENEL ha diseñado un SCIIF homogéneo aplicable a todas las empresas del grupo y ajustado a todas las legislaciones donde el grupo está presente.

La adaptación del SCIIF de ENDESA a la metodología del SCIIF del Grupo ENEL se está realizando de forma progresiva, de forma que en 2013 ya ha sido totalmente implantada en el ámbito de España y Portugal, estando actualmente en proceso de homogeneización para el ámbito de Latinoamérica. ENDESA S.A., y sus sociedades

filiales (en adelante "ENDESA"), que desde 2005 tiene organizado formalmente un SCIIF, ha elaborado el presente informe siguiendo el modelo previsto en la Circular de la CNMV anteriormente citada.

Visión general sobre el SCIIF de ENDESA, S.A.

El reporte financiero es una función crítica de comunicación con los accionistas, con los inversores, con las entidades de financiación y con los Organismos Supervisores, que se alimenta de la información procedente de diversas fuentes. De hecho, prácticamente todas las unidades organizativas de ENDESA aportan, en mayor o menor medida, datos relevantes para la elaboración de la información financiera. Por ello, el cumplimiento de los objetivos de transparencia y veracidad de la información es responsabilidad, además de la Dirección General Económico-Financiera, de todas las unidades que forman ENDESA, en sus respectivos ámbitos de actuación. Es precisamente esta corresponsabilización de todas las áreas uno de los elementos clave del funcionamiento del SCIIF de ENDESA.

El SCIIF de la Sociedad descansa en dos tipos de controles:

• (i) Controles generales (constituidos por elementos como la existencia de un Comité de Auditoría, un Código de Ética, una función de Auditoría Interna, una estructura organizativa adecuada, etc.), y
• (ii) Controles en las diferentes áreas sobre las transacciones con impacto en el reporte financiero.

Actualmente el SCIIF de ENDESA definido, actualizado y monitoreado por parte de las Unidades de Control Interno de cada uno de los países en los que ENDESA opera con el apoyo y coordinación por parte del área de Administración del Holding del Grupo Enel consta de 735 procesos (83 en España y Portugal y 652 en Latinoamérica) con un impacto relevante en la información financiera del Grupo. Estos procesos se han caracterizado en 2013, mediante un modelo de documentación homogéneo al modelo del Grupo Enel para España y Portugal mientras que los procesos del ámbito de Latinoamérica se han mantenido con la metodología de documentación anterior a la integración de ENDESA en el Grupo ENEL estando en la actualidad en proceso de homogeneización a la metodología establecida por el Grupo ENEL.

En los procesos mencionados en el párrafo anterior existen 6.921 actividades de control (1.988 en España y Portugal y 4.933 en Latinoamérica). Además, existen 197 actividades de control generales de las tecnologías de la información (ITGC) correspondientes a los procesos y sistemas de información de ámbito global. Para cada una de estas actividades de control, se ha identificado el responsable de su ejecución de forma que se garantice la adecuada trazabilidad de todos los registros empleados en la elaboración de la información financiera.

La documentación generada en relación con las áreas y procesos recoge descripciones detalladas de las transacciones relacionadas con la elaboración de la información financiera desde su inicio hasta su registro en contabilidad y su posterior publicación al exterior, pasando por su autorización y proceso. En este sentido, la documentación se ha elaborado con los siguientes objetivos básicos:

• (i) Identificar los procesos críticos vinculados de forma directa e indirecta a la generación de la información financiera.
• (ii) Identificar los riesgos inherentes a los procesos que pudieran generar errores materiales en la información financiera (típicamente relacionados con los atributos de integridad, validez, registro, corte, valoración y presentación).
• (iii) Identificar y caracterizar los controles establecidos para mitigar dichos riesgos.

Toda la documentación del SCIIF de ENDESA se encuentra recogida en una herramienta tecnológica corporativa que comparte con el Grupo Enel. La información del sistema se actualiza periódicamente, reflejando cualquier cambio en las transacciones y controles de reporte financiero y tiene trazabilidad suficiente para poder ser sometida a revisión de su funcionamiento adecuado.

Esta actualización periódica pretende aprovechar el esfuerzo inicial realizado para mejorar la calidad de los procesos existentes y fortalecer el control sobre los mecanismos de generación de la información financiera.

Semestralmente, la Dirección del Grupo realiza un Proceso de Evaluación del SCIIF. En dicho Proceso de Evaluación, cada uno de los responsables de los controles identificados en el sistema corporativo soporte del SCIIF evalúa tanto el diseño como la efectividad de los controles, existiendo también, dentro del modelo, un proceso de verificación continuo, realizado por la unidad de Auditoría de Control Interno sobre el Reporting Financiero con el fin de validar la evaluación realizada por los responsables de los controles.

Semestralmente, la Dirección de ENDESA en base a las conclusiones del Proceso de Evaluación del SCIIF alcanza una conclusión respecto del adecuado funcionamiento del Control Interno sobre la Información Financiera de ENDESA, estableciendo, en su caso, los correspondientes planes de acción para subsanar las deficiencias u oportunidades de mejora puestas de manifiesto en el Proceso de Evaluación.

Los resultados del Proceso de Evaluación semestral son analizados por el Comité de Auditoría y Cumplimiento del Grupo por delegación del Consejo de Administración como órgano responsable último de asegurar la existencia de un adecuado sistema de control interno en el Grupo.

F.1 Entorno de control de la entidad

Informe, señalando sus principales características de, al menos:

F.1.1. Qué órganos y/o funciones son los responsables de: (i) la existencia y mantenimiento de un adecuado y efectivo SCIIF; (ii) su implantación; y (iii) su supervisión.

Consejo de Administración

El Consejo de Administración de ENDESA tiene la responsabilidad última de la existencia y mantenimiento de un adecuado y efectivo SCIIF que, de acuerdo con su Reglamento, tiene delegada en el Comité de Auditoría y Cumplimiento.

Comité de Auditoría y Cumplimiento

El Reglamento del Consejo de Administración de ENDESA en su Artículo 14 Apartado 8, especifica que la función principal del Comité de Auditoría y Cumplimiento será la de velar por el buen gobierno corporativo y por la transparencia en todas las actuaciones de ENDESA en los ámbitos económicofinanciero, de auditoría externa e interna y cumplimiento.

A tal fin tiene encomendadas las funciones de supervisar el proceso de elaboración y presentación de la información financiera regulada y de supervisar la eficacia del sistema de control interno de ENDESA y los sistemas de gestión de riesgos, así como discutir con los auditores de cuentas o sociedades de auditoría las debilidades significativas del sistema de control interno detectadas en el desarrollo de la auditoría.

Adicionalmente se encarga de supervisar los servicios de auditoría interna velando por la independencia y eficacia de la función de auditoría interna, proponiendo la selección, nombramiento, reelección y cese del responsable del servicio de Auditoría Interna, y recibiendo información periódica sobre sus actividades y verificando que la Alta Dirección tiene en cuenta las conclusiones y recomendaciones de sus informes.

Los miembros del Comité de Auditoría y Cumplimiento se designan teniendo en cuenta sus conocimientos y experiencia en materia de contabilidad, auditoría o gestión de riesgos.

Comité de Transparencia

En el año 2004 se constituyó el Comité de Transparencia, formado por los principales ejecutivos de ENDESA, entre los que se encuentra el Comité Ejecutivo de Dirección (integrado por el Consejero Delegado y las Direcciones Generales de España y Portugal, Latinoamérica, Estrategia, Comunicación, Asesoría Jurídica y Secretaría General, Recursos Humanos y Organización, Económico-Financiera, Sistemas y Telecomunicaciones y Compras) junto con otros miembros de la Dirección de ENDESA directamente relacionados con la elaboración, verificación y divulgación de la información financiera, entre los que se encuentra el Director General de Auditoría. El Comité de Transparencia está presidido por el Consejero Delegado.

El objetivo principal de este Comité es el de velar por el cumplimiento y correcta aplicación de los Principios Generales de la Información Financiera (confidencialidad, transparencia, consistencia y responsabilidad), evaluar los hechos, transacciones, informes u otros aspectos relevantes que son comunicados al exterior, así como determinar la forma y plazos para presentar la información pública.

Asimismo, está entre las funciones del Comité de Transparencia evaluar las conclusiones que le someta la Dirección General Económico-Financiera de ENDESA, en base al informe elaborado por la unidad corporativa de Control Interno sobre el Reporting Financiero (en adelante "ICFR"), sobre el cumplimiento y efectividad de los controles internos de la información financiera y los controles y procedimientos internos de divulgación de información al exterior, formulando acciones correctoras y/o preventivas al respecto, e informando de ello al Comité de Auditoría y Cumplimiento del Consejo de Administración.

Dirección General Económico-Financiera

La Dirección General Económico-Financiera de ENDESA en su actuación de apoyo al Comité de Transparencia, desarrolla en el marco de las políticas y procedimientos del Grupo Enel, las siguientes funciones en relación con el Control Interno de la Información Financiera:

• Proponer al Comité de Transparencia, para su aprobación, las Políticas de Gestión de la información financiera.

• Evaluar, e informar al Comité de Transparencia, sobre la efectividad de los controles, así como de la operatividad de los mismos, y, en su caso, los posibles incumplimientos de las políticas de control interno aprobados, basándose en los certificados de los gestores, en los informes de ICFR y en los informes de la unidad de Auditoría de Control Interno sobre el Reporting Financiero.

• Difundir los procedimientos necesarios para el control interno de la información financiera.

• Supervisar el cumplimiento de los controles internos de la información financiera y los controles y procedimientos internos de divulgación de información al exterior, y presentar un informe periódico con su valoración sobre la efectividad del sistema, para su presentación al Comité de Transparencia.

Unidad de Control Interno

Dentro de la Dirección General Económico-Financiera de ENDESA existe la Unidad de Control Interno, que funcionalmente está integrada dentro de ICFR del Grupo Enel, cuyas funciones son las siguientes:

• Comunicar la aprobación de las políticas y procedimientos de control interno de la información financiera a las distintas sociedades y áreas organizativas de ENDESA.

• Mantener y actualizar el Modelo de Control Interno de la Información Financiera.

• Mantener actualizada la documentación referente a los procedimientos y controles vigentes en cada momento.

• Definir los circuitos de certificación de la evaluación de la efectividad de los controles y procedimientos definidos en el Modelo de Control Interno de la Información Financiera.

Todos los aspectos relacionados con el control interno de la información financiera y la divulgación de información al exterior están regulados en el procedimiento organizativo 188 del Grupo Enel de aplicación en todas las sociedades de ENDESA cuyo objeto es establecer los principios de funcionamiento y los órganos de responsabilidad para el establecimiento y mantenimiento de controles internos de la información financiera y para los controles y procedimientos internos de divulgación al exterior de la información financiera, con el fin de asegurar su fiabilidad, y garantizar que los informes, hechos, transacciones, u otros aspectos relevantes son comunicados al exterior en forma y plazos adecuados.

La Función de Control Interno de la Información Financiera se desarrolla basándose en los riesgos y en el flujo de la información, que representan cualquier circunstancia que pueda impedir o dificultar la obtención, tratamiento y difusión de información de forma fiable y oportuna en el tiempo, de acuerdo con los riesgos identificados, y en los controles internos, que son el conjunto de políticas y procedimientos que permiten identificar, valorar, procesar y registrar, datos de contenido económico-financiero, o no económico-financiero, de una forma consistente, fiable y oportuna en el tiempo. El Sistema de Control Interno de la Información Financiera es evaluado y validado por completo cada semestre.

Asimismo, la unidad de Auditoría del Control Interno sobre el Reporting Financiero, por delegación del Comité de Auditoría y Cumplimiento, realiza por su parte un monitoreo independiente de los controles más relevantes del SCIIF verificando su diseño y su efectividad e informa a éste de las debilidades detectadas durante la ejecución de su trabajo.

F.1.2. Si existen, especialmente en lo relativo al proceso de elaboración de la información financiera, los siguientes elementos:

Departamentos y/o mecanismos encargados: (i) del diseño y revisión de la estructura organizativa; (ii) de definir claramente las líneas de responsabilidad y autoridad, con una adecuada distribución de tareas y funciones; y (iii) de que existan procedimientos suficientes para su correcta difusión en la entidad.

Diseño de la Estructura Organizativa

El diseño y revisión de la estructura organizativa así como la definición de las líneas de responsabilidad y autoridad es realizado por el Consejo de Administración, por medio del Consejero Delegado y del Comité de Nombramientos y Retribuciones (órgano delegado del Consejo de Administración).

El Consejero Delegado y el Comité de Nombramientos y Retribuciones determinan la distribución de tareas y funciones, velando por que exista una adecuada segregación de funciones así como unos sistemas de coordinación entre los diferentes departamentos que garanticen la eficiencia de las operaciones.

La unidad de Organización y Gestión del Cambio es la responsable de diseñar, planificar y difundir el marco de la gestión del cambio para las principales transformaciones organizativas, planificar los programas de cambio y los recursos y los procesos relacionados. También es responsable de definir las directrices para la estructura organizativa del Grupo y para los cambios organizativos relevantes. Asimismo asegura la definición e implementación del sistema global de puestos, realizando directamente la valoración de puestos para posiciones directivas y funciones profesionales clave.

En el ámbito estricto de ENDESA el procedimiento organizativo Nº 030, define y establece los criterios para identificar, desarrollar e implantar las Directivas Organizativas en base a las directrices recibidas del Holding, así como la valoración y evaluación de las posiciones no directivas. Es responsabilidad de la Dirección General de Recursos Humanos y Organización el desarrollo de este procedimiento organizativo.

Las diferentes directivas organizativas se publican en la Intranet de ENDESA estando disponible para todos los empleados de ENDESA.

Código de conducta, órgano de aprobación, grado de difusión e instrucción, principios y valores incluidos (indicando si hay menciones específicas al registro de operaciones y elaboración de información financiera), órgano encargado de analizar incumplimientos y de proponer acciones correctoras y sanciones.

Códigos de conducta

En relación con la normativa interna sobre conducta, ENDESA dispone de los siguientes documentos:

Código Ético

ENDESA tiene un Código Ético aprobado por el Consejo de Administración que expone los compromisos y las responsabilidades éticas, en la gestión de los negocios y de las actividades empresariales, asumidos por los colaboradores de ENDESA y de sus sociedades filiales, sean éstos administradores o empleados, de cualquier tipo, en dichas empresas.

El Código Ético está constituido:

• Por los Principios Generales que rigen las relaciones con las partes implicadas y que definen los valores de referencia en las actividades de ENDESA.
• Por los Criterios de Comportamiento en las relaciones con cada tipo de parte implicada, que proporcionan específicamente las líneas directrices y las normas a las cuales se deben atener los colaboradores de ENDESA para respetar los principios generales y para prevenir el riesgo de comportamientos no éticos.
• Por los Mecanismos de Implementación, que describen las tareas del Comité de Auditoría y Cumplimiento en materia de implantación y control del Código Ético, las tareas de la Dirección General de Auditoría, la comunicación y formación.

Los principios y las disposiciones del Código Ético de ENDESA tienen como destinatarios a los componentes del Consejo de Administración, del Comité de Auditoría y Cumplimiento y de otros órganos de control de ENDESA y de las demás filiales, además de los directivos, los empleados y los colaboradores vinculados a ENDESA por relaciones contractuales derivadas de cualquier título, también ocasionales o temporales.

Entre los Principios Generales recogidos en el Código Ético se encuentra el de "Transparencia e integridad de la información" que establece que "Los colaboradores de ENDESA deberán proporcionar información completa, transparente, comprensible y precisa, de modo que, a la hora de establecer las relaciones con la empresa, los implicados puedan tomar decisiones autónomas y conscientes de los intereses en juego, de las alternativas y las consecuencias relevantes".

Plan de Tolerancia Cero con la Corrupción

El Plan de Tolerancia Cero con la Corrupción aprobado por el Consejo de Administración exige a todos los empleados de ENDESA que sean honestos, transparentes y justos en el desempeño de sus tareas. Los mismos compromisos se exigen a las demás partes interesadas, es decir, a las personas, Grupos e instituciones que contribuyen a la consecución de sus objetivos, o que se encuentran implicados en las actividades que desempeña para lograrlo.

En cumplimiento del décimo principio del Pacto Mundial¹ , al cual se ha adherido ENDESA, "Las empresas se comprometen a combatir la corrupción en todas sus formas, incluyendo la extorsión y el soborno", ENDESA rechaza toda forma de corrupción, tanto directa como indirecta y dispone de un programa para luchar contra la misma.

Estatuto de la Alta Dirección, del Directivo y Código de Conducta de Empleados

El Consejo de Administración aprobó en 2003 normativas específicas aplicables a determinados colectivos de empleados, en concreto las relativas al "Estatuto de la Alta Dirección" y el "Estatuto del Directivo" que son aplicables a aquellos empleados

¹ Programa de actuación promulgado por al Naciones Unidas en julio de 2000 por iniciativa directa de su Secretario General, con el fin de implicar al mundo empresarial en una nueva forma de colaboración con las Naciones Unidas mediante la adhesión a diez principios universales en los ámbitos de los derechos humanos, la protección laboral y la protección al medio ambiente (www.unglobaloact.org).

que tienen la condición de Alta Dirección y Directivo en ENDESA, respectivamente. Asimismo el Consejo de Administración aprobó también en 2003 el Código de Conducta de Empleados que es de aplicación a la totalidad de los empleados de ENDESA.

Estos documentos tienen como objeto establecer el régimen de actuación y comportamiento que deben seguir los miembros de los respectivos colectivos afectados y entre otras exigencias contemplan "asegurarse de que todos los libros, registros y cuentas de la organización de los que puedan ser responsables reflejen de forma íntegra, precisa y oportuna la naturaleza y veracidad de las operaciones".

Además de los Estatutos y Códigos antes mencionados, en 2006 se aprobó el Reglamento de Aplicación del Estatuto del Directivo, Código de Conducta de empleados y de los Pactos de Incompatibilidad y/o No Concurrencia. Este Reglamento recoge los órganos de ENDESA con competencias en relación con la aplicación de estas normas, las competencias de dichos órganos, los criterios de actuación y los procedimientos de control y de tramitación de incumplimientos.

Respecto a los criterios generales de actuación, se exponen los relativos a:

• La prohibición de concurrencia comercial.
• La prohibición de prestación de servicios en otras sociedades de ENDESA.
• La dedicación exclusiva.
• El conflicto de intereses (compra de bienes, colaboración con proveedores y otros supuestos).

Todos estos documentos se encuentran publicados como normativa interna en la intranet corporativa y persiguen la finalidad de que todos los colectivos relacionados con ENDESA actúen de acuerdo con valores éticos contenidos en los mismos en todas sus actuaciones relacionadas con la actividad de ENDESA, entre las que se encuentran las relativas a la fiabilidad de la información financiera y al cumplimiento de la normativa aplicable, de acuerdo con las directrices del Consejo de Administración.

Canal de denuncias, que permita la comunicación al comité de auditoría de irregularidades de naturaleza financiera y contable, en adición a eventuales incumplimientos del código de conducta y actividades irregulares en la organización, informando en su caso si éste es de naturaleza confidencial.

Canal de Denuncias

ENDESA dispone desde julio de 2005, de un Canal Ético que es accesible a través de su página Web externa, e interna para sus empleados, para que todos sus Grupos de interés puedan comunicar, de forma segura y anónima, las conductas irregulares, no éticas o ilegales que, a su juicio, se producen en el desarrollo de las actividades de ENDESA. El Canal está disponible en los cinco idiomas de los países en los que ENDESA está presente.

El procedimiento establecido para el uso del canal garantiza la

confidencialidad, puesto que la información recibida está restringida y gestionada por una firma externa e independiente. La Dirección General de Auditoría ha establecido roles y perfiles de autorización de acceso a dicha información para determinadas personas de esta Dirección General.

El Canal Ético clasifica las denuncias recibidas de acuerdo con trece campos de gestión empresarial, ordenados por aspectos recogidos en el Código Ético de ENDESA, lo que permite hacer un adecuado seguimiento del cumplimiento de los principios de comportamiento en las auditorías internas.

Además del Canal Ético, existen otros canales de comunicación, tales como teléfono, carta o correo electrónico, enviados a cualquier miembro de la Dirección General de Auditoría Interna o a terceros.

Las denuncias del Canal Ético se reportan periódicamente al Comité de Auditoría y Cumplimiento de ENDESA para informar de su recepción y del resultado de cada investigación y de las medidas adoptadas en caso de comprobación de su veracidad.

Programas de formación y actualización periódica para el personal involucrado en la preparación y revisión de la información financiera, así como en la evaluación del SCIIF, que cubran al menos, normas contables, auditoría, control interno y gestión de riesgos.

Programas de Formación

La Dirección General de Organización y Recursos Humanos y la Dirección General Económico-Financiera desarrollan conjuntamente planes de formación para todo el personal involucrado en la elaboración de las Cuentas Anuales de ENDESA. Este Plan incluye la actualización permanente tanto en la evolución del entorno de negocio y regulatorio de las actividades que desarrollan las distintas sociedades filiales de ENDESA, como en el conocimiento de las Normas Internacionales de Información Financiera y la normativa y evolución de los principios de control interno de la información financiera.

Durante el año 2013, la Dirección General Económico-Financiera de ENDESA cursó 37.260 horas de formación de las cuales el 25,64% fueron de adquisición, actualización, y reciclaje de conocimientos económico financieros entre los que se incluyen las normas contables y de auditoría, el control interno y la gestión y control de riesgos así como aspectos regulatorios y de negocio cuyo conocimiento es necesario para una adecuada preparación de la información financiera de ENDESA. El resto de horas formativas versaron sobre habilidades de gestión, prevención y seguridad laboral y tecnologías de información donde se destaca un 28,94% en Idiomas y un 28,86% en temas de Liderazgo y Genérico Gerencial.

Adicionalmente, cuando es necesario, se realizan sesiones de formación específicas referentes a aspectos relacionados con el proceso de elaboración y control de la información financiera a personal no perteneciente a la Dirección General Económico-Financiera que está involucrado directa o indirectamente en el proceso de suministro de información para la elaboración de la información financiera.

F.2 Evaluación de riesgos de la información financiera

Informe, al menos, de:

• F.2.1. Cuáles son las principales características del proceso de identificación de riesgos, incluyendo los de error o fraude, en cuanto a:
  • Si el proceso existe y está documentado.
  • Si el proceso cubre la totalidad de objetivos de la información financiera, (existencia y ocurrencia; integridad; valoración; presentación, desglose y comparabilidad; y derechos y obligaciones), si se actualiza y con qué frecuencia.
  • La existencia de un proceso de identificación del perímetro de consolidación, teniendo en cuenta, entre otros aspectos, la posible existencia de estructuras societarias complejas, entidades instrumentales o de propósito especial.
  • Si el proceso tiene en cuenta los efectos de otras tipologías de riesgos (operativos, tecnológicos, financieros, legales, reputacionales, medioambientales, etc.) en la medida que afecten a los estados financieros.
  • Qué órgano de gobierno de la entidad supervisa el proceso.

El proceso de identificación y actualización de riesgos de la información financiera cubre los siguientes objetivos de la información financiera:

• Existencia y ocurrencia.
• Integridad.
• Valoración.
• Presentación, desglose y comparabilidad.
• Derechos y obligaciones.

Asimismo, este proceso de identificación y actualización de riesgos de la información financiera tiene en cuenta el impacto que el resto de riesgos recogidos en el mapa de riesgos pueden tener sobre los estados financieros fundamentalmente aquellos de carácter operativo, regulatorios, legales, medioambientales, financieros y reputacionales.

La unidad ICFR, con el apoyo de los recursos asignados a esta función en los distintos países y sociedades, y con el apoyo de Global ITC para los aspectos de TI, actualiza la evaluación de riesgos cuando se producen cambios en el alcance del modelo.

La evaluación (en términos de probabilidad y el impacto), tanto de los riesgos inherentes y residuales, se actualiza cada vez que se producen cambios en los procesos o cuando nuevas empresas se incluyen en el alcance. Esta evaluación puede dar lugar a la identificación de nuevos riesgos que serían mitigados con la actualización o el diseño de nuevos controles. La supervisión del proceso de identificación de riesgos de la información financiera se realiza por el Comité de Transparencia y el Comité de Auditoría y Cumplimiento dentro de sus funciones de supervisión de la evaluación de las conclusiones del Modelo de Control Interno

de la Información Financiera descritas en el indicador básico "Entorno de control de la entidad" de este informe.

Identificación del perímetro de consolidación

ENDESA mantiene un registro societario continuamente actualizado que recoge la totalidad de las participaciones del Grupo, cualquiera que sea su naturaleza, ya sean directas o indirectas, así como cualquier entidad en la que ENDESA tenga la capacidad de ejercer el control independientemente de la forma jurídica a través de la cual se obtenga el control, incluyendo por lo tanto, en su caso, tanto las sociedades instrumentales como las de propósito especial.

La gestión y actualización de este registro societario se realiza de acuerdo con un procedimiento regulado por la Norma Corporativa de "Gestión del Registro Societario de ENDESA".

El perímetro de consolidación de ENDESA es determinado mensualmente por la Dirección General Económico-Financiera de ENDESA en función de la información disponible en el Registro Societario de acuerdo con los criterios previstos en las Normas Internacionales de Información Financiera (en adelante, "NIIF") y demás normativa contable local. Los eventuales cambios en el perímetro de consolidación son comunicados a todas las empresas de ENDESA.

F.3 Actividades de control

Informe, señalando sus principales características, si dispone al menos de:

F.3.1. Procedimientos de revisión y autorización de la información financiera y la descripción del SCIIF, a publicar en los mercados de valores, indicando sus responsables, así como de documentación descriptiva de los flujos de actividades y controles (incluyendo los relativos a riesgo de fraude) de los distintos tipos de transacciones que puedan afectar de modo material a los estados financieros, incluyendo el procedimiento de cierre contable y la revisión específica de los juicios, estimaciones, valoraciones y proyecciones relevantes.

Procedimiento de Revisión y Autorización de la Información Financiera y del SCIIF

ENDESA facilita información financiera al mercado de valores con carácter trimestral. Esta información financiera es elaborada por la Subdirección General Económica, la cual realiza en el proceso de cierre contable determinadas actividades de control que aseguran la fiabilidad de dicha información.

Adicionalmente, la Unidad de Control de Gestión, integrada dentro de la Subdirección general de Planificación y Control, analiza y supervisa la información elaborada.

El Director General Económico-Financiero analiza los informes recibidos, aprobando provisionalmente la mencionada información financiera para su remisión al Comité de Transparencia.

El Comité de Transparencia analiza y debate la información remitida por la Dirección General Económico-Financiera y, una vez aprobada, la remite al Comité de Auditoría y Cumplimiento.

El Comité de Auditoría y Cumplimiento supervisa la información financiera que se le presenta. En los cierres contables que coinciden con el final de un semestre, el Comité de Auditoría y Cumplimiento cuenta también con información elaborada por parte de los auditores externos de ENDESA sobre los resultados de su trabajo.

Finalmente, el Comité de Auditoría y Cumplimiento informa al Consejo de Administración de sus conclusiones sobre la información financiera presentada para que, una vez aprobada por el Consejo de Administración, se publique en los mercados de valores.

Por su parte, el informe sobre la descripción del SCIIF es presentado anualmente por la Dirección General Económico-Financiera al Comité de Transparencia. Una vez aprobado por el Comité de Transparencia, dicho informe es revisado y aprobado por el Comité de Auditoría y Cumplimiento y, posteriormente, aprobado por el Consejo de Administración antes de hacerse público en los mercados de valores.

Descripción de los flujos de Actividades y Controles

ENDESA dispone de un modelo de Control Interno de la Información Financiera alineado con el modelo establecido para todas las empresas del Grupo Enel, basado en el Modelo COSO (The Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission), que proporciona una certeza razonable respecto del cumplimiento de tres grandes categorías de objetivos que marca dicho modelo:

• Efectividad y eficiencia de operaciones.
• Confiabilidad en los informes financieros.
• Cumplimiento de leyes y regulaciones aplicables.

En primer lugar existen los Controles de Dirección, también llamados "Entity Level Controls" (en adelante, "Controles de Dirección" o "ELC") y "Company Level Controls" (en adelante, "CLC"), que describen las políticas y directrices de ENDESA diseñadas para proteger el sistema de control en el nivel de ENDESA. Son elementos estructurales del sistema de control que funcionan de manera transversal en todas las divisiones/sociedades. Estos controles se evalúan directamente por la Alta Dirección de ENDESA. Los Controles de Dirección garantizan que exista un adecuado nivel de control interno en ENDESA y actúan como control mitigante de los potenciales impactos de debilidades que, en su caso, se identifiquen.

A nivel de procesos, ENDESA, en aplicación del modelo del Grupo ENEL, tiene identificados unos ciclos de Negocio comunes a todas sus sociedades filiales:

• 1) Activos Fijos
• 2) Cierre Contable
• 3) Inversiones de Capital
• 4) Finanzas
• 5) Inventario
• 6) Gastos de Personal
• 7) Ciclo de Compras
• 8) Ciclo de Ingresos
• 9) Tributos

La Unidad de Control Interno gestiona y actualiza de forma continua la documentación relativa a cada uno de los procesos siguiendo la metodología establecida en el Procedimiento Organizativo 188 del Grupo ENEL. Cualquier cambio organizativo implica la revisión del modelo de control para valorar su impacto y proceder a los cambios que garanticen su continuidad operativa. Los componentes principales identificados para cada proceso son:

• Riesgos. Es la posibilidad que un evento o acción afecte la capacidad de la organización para lograr los objetivos de reporte financiero y/o llevar a cabo sus estrategias en forma exitosa.
• Actividades de control. Son políticas, procedimientos y prácticas aplicadas por personal de la Compañía, sus sistemas de aplicación y otros recursos establecidos para mitigar los riesgos identificados. Las actividades de control de proceso, también llamadas "Process Level Controls" (en adelante, "PLC"), deben estar incorporadas en las operaciones de los procesos, y sirven como medio para que el riesgo sea administrado apropiadamente y están enfocadas a la prevención, detección y corrección de éste. Las actividades de control por su diseño pueden ser preventivas o detectivas, y manuales (basadas en personas) o automáticas (basadas en sistemas informáticos). Para el caso específico de los Sistemas de Información, las actividades de control se denominan Controles Generales de Tecnologías de la Información (ITGC) y son gestionadas por ICT Governance del área de Tecnologías de la Información y Comunicaciones Globales (en adelante "Global ICT"). Las actividades de control son el eje a través del cual se estructura todo el modelo de control y dan cobertura a los aspectos siguientes:
  • Integridad y valores éticos.
  • Compromiso de competencia profesional.
  • Filosofía de dirección y el estilo de gestión.
  • Estructura organizativa.
  • Asignación de autoridad y responsabilidad.
  • Políticas y prácticas de recursos humanos.

Las actividades de control garantizan que, en el curso normal de las operaciones, para todos los epígrafes de los estados financieros consolidados, se cumplan los objetivos de control de ENDESA de acuerdo con el Procedimiento Organizativo nº 188 antes referenciado.

En la actualidad, para la totalidad de los procesos se identifican 6.038 PLC y 197 ITGC. Asimismo y existen 883 ELC. Con todo ello el índice de cobertura de las principales magnitudes consolidadas (total de activos, ingresos, resultado antes de impuestos y endeudamiento) supera el 90%.

Toda la información relativa al modelo de Control Interno está documentada en la herramienta informática de Control Interno SAP-GRC PROCESS CONTROL (en adelante SAP-GRC) Bajo la coordinación de la unidad ICFR, los responsables de Control (nombrado por los responsables del proceso) son los responsables de la evaluación que se realiza semestralmente.

El responsable del proceso debe mantener evidencia del control realizado bajo su supervisión utilizando los métodos e instrumentos que se han descrito en el diseño del control bajo su responsabilidad jerárquica.

La unidad ICFR monitorea y da seguimiento al estado de avance de autoevaluación garantizando al mismo tiempo el apoyo necesario a los responsables de los procesos.

La operativa del Sistema de Control Interno se divide en las siguientes fases, cuya planificación se realiza por ICFR de forma centralizada para ENDESA y sus sociedades filiales:

Evaluación de Actividades de Control: El evaluador aplica pruebas para verificar y evaluar el correcto diseño y operatividad de todas las actividades de control. Él mismo identifica e informa las deficiencias que se pueden presentar para que sean subsanadas.

• Firma de las Unidades Organizativas: El responsable autentifica la evaluación de las actividades de control, responsabilizándose por las acciones necesarias para la remediación de las deficiencias incluidas en el plan de acción.
• Evaluación Controles de Dirección: Son evaluados por los responsables que tienen asignado el rol para ello.

Los ELC y CLC son evaluados por la Alta Dirección, los PLC son evaluados a nivel operativo y alcanzan la Alta Dirección por un proceso de firmas sucesivas.

Todas las fases anteriores tienen una monitorización y soporte permanente por parte de la Unidad de Control Interno. Las conclusiones sobre el cumplimiento y efectividad resultantes, resultantes del testing realizado por Auditoría de Control Interno sobre el Reporting Financiero son incorporadas al informe elaborado por ICFR con los resultados del proceso de autoevaluación. La Dirección General Económico-Financiera las presenta al Comité de Transparencia, que las evalúa y aprueba, presentándoselas para su análisis y conclusión al Comité de Auditoría y Cumplimiento junto con el informe de la Dirección General de Auditoría Interna.

Las debilidades de control detectadas se clasifican como:

• Debilidades materiales en aquellos casos en que la deficiencia o conjunto de deficiencias provoque una posibilidad, que no sea remota, de que pudiera producirse un error material en las Cuentas Anuales.
• Debilidades significativas en aquellos casos en que la deficiencia o conjunto de deficiencias provoque una posibilidad remota, de que pudiera producirse un error material en las Cuentas Anuales.
• Debilidades no significativas son aquellas que en ningún caso podrían producir un error material en las Cuentas Anuales.

Las debilidades de control detectadas en el Sistema de Control Interno desembocan en un plan de acción específico para cada una de ellas. La Unidad de Control Interno monitoriza, controla e informa al Comité de Transparencia y al Comité de Auditoría y Cumplimiento hasta su subsanación definitiva.

F.3.2. Políticas y procedimientos de control interno sobre los sistemas de información (entre otras, sobre seguridad de acceso, control de cambios, operación de los mismos, continuidad operativa y segregación de funciones) que soporten los procesos relevantes de la entidad en relación a la elaboración y publicación de la información financiera.

El área de Global ICT es la responsable de los Sistemas de Información y de las Telecomunicaciones para todos los negocios y territorios en los que opera ENDESA. ENEL Energy Europe, S.L.U. sociedad que detenta una participación del 92,06% de ENDESA, S.A y participada a su vez en un 100% por el Grupo ENEL realiza la actividad de sistemas y telecomunicaciones, integrada por los medios materiales, humanos y contratos con terceros necesarios para el desarrollo de estas actividades, para llevar a cabo una gestión integrada de dicha actividad en el conjunto del Grupo ENEL en el marco de la estrategia global del Grupo empresarial para la obtención de sinergias. A pesar de este hecho, la responsabilidad funcional así como la operación y desarrollo de los procedimientos operativos siguen estando ubicados en ENDESA y por tanto concretados y certificados dentro del SCIIF de ENDESA.

Dentro de sus múltiples y diversas funciones de Global ICT está la definición y seguimiento de las políticas y estándares de seguridad para aplicaciones e infraestructuras, entre los que se incluye el modelo de control interno en el ámbito de las tecnologías de la información.

El Modelo de Control Interno de ENDESA y en particular el de Global ICT contempla los procesos informáticos, que comprenden tanto el entorno, arquitectura e infraestructuras de las tecnologías de la información, como las aplicaciones que afectan a transacciones, que directamente tengan efecto en los principales procesos de negocio de la compañía, y, por ende, impacto en la información financiera y en los procesos de cierre de la compañía. Los citados controles se pueden desarrollar mediante actividades automatizadas en los propios programas informáticos o a través de procedimientos manuales.

ENDESA aplica un modelo de control interno sobre los Sistemas de Información considerados relevantes en los estados financieros, enfocado a garantizar de manera global la calidad y la fiabilidad de la información financiera en el proceso de cierre y, por tanto, de la información reportada a los mercados.

El modelo de control interno de los Sistemas de Información consta de once procesos:

• 1) Arquitectura y Tecnología de las TIC
• 2) Solicitudes Estándar de las TIC
• 3) Políticas y procedimientos de gestión de las TIC
• 4) Estrategia y Planificación de las TIC
• 5) Gestión de Activos y de la Configuración de las TIC
• 6) Gestión de la Capacidad de las TIC
• 7) Gestión de Proveedores de las TIC
• 8) Monitoreo del Rendimiento de las TIC
• 9) Gestión de Soluciones de las TIC
• 10) Gestión de Eventos e Incidencias de las TIC
• 11) Gestión de Problemas de las TIC

donde TIC significa Tecnologías de la Información y Comunicaciones.

Estos procesos se abren a su vez en subprocesos con las particularizaciones necesarias que garanticen un adecuado nivel de control de los aspectos de las tecnologías de la información y aseguren la integridad, disponibilidad y confidencialidad de la información económico-financiera de cada Compañía.

Los procesos del modelo de control interno de las tecnologías de la información de ENDESA contienen las actividades de control necesarias para cubrir los riesgos de los siguientes ámbitos de gestión de los sistemas de información, procesos y sistemas así como Controles de Dirección específicos para el ámbito de las tecnologías de ENDESA relacionados con la información financiera:

Entorno informático

• Descripción de roles y funciones de Global ICT.
• Inventario de Aplicaciones y Mapa de Sistemas.
• Mapa de Red de Telecomunicaciones.
• -

Gestión del cambio de aplicaciones

• Gestión de la demanda de desarrollos y mejoras funcionales.
• Especificación, autorización y seguimiento de solicitudes de cambio.
• Desarrollo de software e infraestructura de sistemas.
• Pruebas de rendimiento en el proceso de implantación.
• Puesta en producción de aplicaciones.
• Documentación y formación.

Operaciones y explotación de los Sistemas

• Gestión de las actividades de operación.
• Gestión de copias de seguridad.
• Gestión de incidencias.
• Planes de contingencia y recuperación ante desastres de los sistemas que así lo requieran.
• Acuerdos de nivel de servicio.

Seguridad física y lógica

• Gestión de las actividades de seguridad.
• Seguridad de acceso lógico.
• Seguridad física de los centros de proceso de datos.

Asimismo, para la seguridad de la información, ENDESA tiene la Norma Corporativa "Seguridad de la información", que establece y define los principios de funcionamiento y los órganos de responsabilidad en materia de Seguridad de la Información y en la gestión de Derechos de Decisión respecto a la información financiera crítica. Desde el 31 de Mayo de 2013 también está vigente la política corporativa nº 87 del Grupo Enel, que define las directrices relativas a la gestión del acceso lógico a los sistemas de TI y a las aplicaciones, con el objetivo de reducir el riesgo de fraude o de acceso involuntario a la información del Grupo y preservar la confidencialidad, integridad y disponibilidad.

ENDESA constituyó en el año 2007 la función de Seguridad de la Información como respuesta a los requisitos impuestos tanto por las legislaciones como por el entorno tecnológico y de mercado. Asimismo, constituyó el mismo año la función de Gestión de Derechos de Decisión como garantía del cumplimiento legislativo en materia financiera, y establecimiento de las incompatibilidades funcionales para asegurar que una misma persona no pueda dominar un proceso crítico.

La Seguridad de la Información es la función encargada de la protección de los activos de información que posee cada empresa, para alcanzar y mantener el nivel de seguridad deseado, así como la correcta aplicación de los derechos de decisión, para reducir el fraude interno.

La Gestión de Derechos de Decisión e Incompatibilidades Funcionales es la función encargada de la identificación, gestión y control de las facultades concretas que posibilitan la toma de decisiones en el entorno empresarial.

Los principios básicos de la Política de Seguridad de la Información de ENDESA son:

• La información y el conocimiento son unos activos de valor estratégico.

• La seguridad de la información es responsabilidad de todos: los que la generan, los que la utilizan, los que la procesan y los que acceden a ella.

• La consciencia de toda la información que se maneja en la compañía, de su importancia y de su vulnerabilidad.
• La información sobre las personas, pertenece exclusivamente a las personas.
• El valor de la información está en su veracidad: debe conservarse íntegra.
• La credibilidad de la información reside en la autenticidad de su fuente.
• Mantener siempre disponible la información más crítica para el negocio.
• La divulgación de información confidencial es una grave amenaza contra la empresa y sus accionistas.
• Una tecnología de la información, unas comunicaciones y unas infraestructuras seguras son el requisito de partida de una información segura.
• El coste de las medidas de seguridad debe ser proporcionado al valor de la información que protegen.

Asimismo, el Procedimiento Corporativo "Criterios para establecer la Seguridad de los Activos de Información", establece el método para identificar, clasificar, valorar y analizar el riesgo al que puede estar sometida la información y las obligaciones fundamentales a tener en cuenta por cada una de las unidades organizativas que intervienen en la gestión de los activos de información.

El proceso de Gestión de la Seguridad de la información, se enmarca dentro de un proceso de mejora continua que permite, entre otras cosas, obtener una optimización permanente del nivel de seguridad. La finalidad última de este proceso es mantener el nivel de seguridad dentro de unos umbrales aceptables y operativos para la organización, implantando o desarrollando aquellos controles que incidan sobre la reducción del riesgo de una manera más efectiva.

La metodología propia de ENDESA permite de manera homogénea identificar, clasificar y valorar la información y, posteriormente realizar un análisis de los riesgos a los que se encuentra sometida la información, así como definir los planes de actuación que permitan situar a cada activo de información en un nivel aceptado por la organización.

F.3.3. Políticas y procedimientos de control interno destinados a supervisar la gestión de las actividades subcontratadas a terceros, así como de aquellos aspectos de evaluación, cálculo o valoración encomendados a expertos independientes, que puedan afectar de modo material a los estados financieros.

Cuando ENDESA subcontrata una actividad necesaria para la emisión de los estados financieros, se exige al proveedor una garantía sobre el control interno de las actividades desarrolladas. En los casos relevantes, (ejemplo Data Center), se exige a los proveedores de los servicios la obtención de un informe ISAE 3402 "International Standard on Assurance Engagements". Este tipo de informe permite a ENDESA comprobar si los objetivos de control del proveedor de los servicios y las actividades de control que los sustentan han funcionado o no durante el periodo de tiempo correspondiente.

Cuando ENDESA utiliza los servicios de un experto independiente se asegura la competencia y capacitación técnica y legal del profesional. Sobre los informes del experto independiente, ENDESA tiene implementadas actividades de control y personal capacitado para validar la razonabilidad de las conclusiones del mismo.

Adicionalmente, existe un procedimiento interno para la contratación de asesores externos que, requieren determinados niveles de aprobación en función de la cuantía que se trate, incluyendo, en su caso, la aprobación del Consejero Delegado de la Sociedad. Los resultados o informes de las contrataciones en materia contable, fiscal o legal se supervisan por los responsables de la Dirección General Económico-Financiera y por Asesoría Jurídica u otras Direcciones en caso de considerarse necesario.

F.4 Información y comunicación

Informe, señalando sus principales características, si dispone al menos de:

F.4.1. Una función específica encargada de definir, mantener actualizadas las políticas contables (área o departamento de políticas contables) y resolver dudas o conflictos derivados de su interpretación, manteniendo una comunicación fluida con los responsables de las operaciones en la organización, así como un manual de políticas contables actualizado y comunicado a las unidades a través de las que opera la entidad.

La responsabilidad sobre la aplicación de las Políticas Contables de ENDESA es única para todo el ámbito geográfico de ENDESA y está centralizada en la Dirección General Económico-Financiera de ENDESA.

En la Dirección General Económico-Financiera de ENDESA existe una Unidad de Criterios Contables y Reporting, cuya función específica es el análisis de las Normas Internacionales de Información Financiera (en adelante, "NIIF"). Las funciones de esta Unidad son las siguientes:

• Definir las Políticas Contables de ENDESA.
• Analizar las operaciones y transacciones singulares realizadas o que prevé realizar ENDESA para determinar su adecuado tratamiento contable de acuerdo con las Políticas Contables de ENDESA.
• Realizar un seguimiento de los proyectos de nueva normativa en curso en el International Accounting Standards Board (en adelante, "IASB"), de las nuevas normas aprobadas por el citado Organismo y del proceso de convalidación de las mismas por la Unión Europea determinando los impactos que su implantación tendrá sobre las Cuentas Consolidadas del Grupo.
• Resolver cualquier consulta que se pueda realizar desde cualquier sociedad filial sobre la aplicación de las Políticas Contables de ENDESA.

La Unidad de Criterios Contables y Reporting mantiene informados a todos los responsables de preparar estados financieros en los distintos niveles de ENDESA sobre las modificaciones normativas, aclarando cualquier duda que pueda existir y a su vez recaba de las empresas filiales la información necesaria para asegurar la aplicación coherente de la Políticas Contables de ENDESA y determinar los impactos de la aplicación de la nueva normativa contable.

En aquellas ocasiones en las que la aplicación de la normativa contable es especialmente compleja, la Dirección General Económico-Financiera de ENDESA comunica a los auditores externos cual ha sido la conclusión del análisis contable realizado por ENDESA solicitando su posición respecto de la conclusión alcanzada.

Las Políticas Contables de ENDESA están desarrolladas sobre la base de las NIIF, y se recogen en un documento denominado "Manual Contable de ENDESA". Este documento se actualiza periódicamente y se distribuye a los responsables de la elaboración de los estados financieros de las distintas Sociedades que integran ENDESA.

F.4.2. Mecanismos de captura y preparación de la información financiera con formatos homogéneos, de aplicación y utilización por todas las unidades de la entidad o del grupo, que soporten los estados financieros principales y las notas, así como la información que se detalle sobre el SCIIF.

ENDESA tiene implantada una herramienta informática para cubrir por un lado las necesidades de reporte de sus estados financieros individuales, y facilitar por otro el proceso de consolidación y análisis posterior. Dicha herramienta consigue centralizar en un único sistema, con un único plan de cuentas toda la información correspondiente a la contabilidad de los estados financieros individuales de las filiales que conforman ENDESA así como las notas o desgloses necesarios para la elaboración de las cuentas anuales.

El sistema es gestionado centralizadamente en el ámbito del Grupo ENEL. La competencia técnica de la herramienta, de sus controles internos y de la gestión que sobre la misma realiza el Grupo ENEL ha sido evaluada y contrastada por ENDESA siendo considerada adecuada para la obtención de los estados financieros consolidados de ENDESA. Adicionalmente, con carácter anual ENDESA obtiene información de un experto independiente de que la herramienta no presenta ningún aspecto que pudiera llegar a suponer una deficiencia relevante para el proceso de obtención de los estados financieros consolidados de ENDESA.

La carga de la información en este sistema de consolidación se realiza de forma automática desde el Sistema de Información Económica (transaccional), que es también único y está implantado en la práctica totalidad de las empresas de ENDESA.

A su vez, el SCIIF está soportado en un sistema informático igualmente gestionado centralizadamente en el ámbito del Grupo ENEL. a través del cual se obtiene toda la información necesaria para determinar las conclusiones respecto de la operatividad del SCIIF.

F.5 Supervisión del funcionamiento del sistema

Informe, señalando sus principales características, al menos de:

F.5.1. Las actividades de supervisión del SCIIF realizadas por el comité de auditoría así como si la entidad cuenta con una función de auditoría interna que tenga entre sus competencias la de apoyo al comité en su labor de supervisión del sistema de control interno, incluyendo el SCIIF. Asimismo se informará del alcance de la evaluación del SCIIF realizada en el ejercicio y del procedimiento por el cual el encargado de ejecutar la evaluación comunica sus resultados, si la entidad cuenta con un plan de acción que detalle las eventuales medidas correctoras, y si se ha considerado su impacto en la información financiera.

Semestralmente, la Unidad de Control Interno de la Dirección General Económico-Financiera realiza un seguimiento del proceso de evaluación y certificación del diseño y operatividad del SCIIF, para informar debidamente al Comité de Transparencia, como órgano responsable de asegurar el correcto control interno de la información facilitada a los mercados.

A tal fin, la Unidad de Control Interno recibe la evaluación de los Controles de nivel de compañía (ELC/CLC) y los Controles de nivel de Proceso (PLC) y el área de Global ICT recibe la evaluación de los ITGC para verificar:

• Si se han producido cambios en los procesos, se ha actualizado la identificación de Actividades de Control, y que las nuevas Actividades de Control cubren adecuadamente los Objetivos de Control del Proceso.
• Si se han identificado todas las debilidades existentes en el diseño o en la efectividad del sistema de control. Por debilidad se entiende aquella incidencia que afecta a que el Sistema de Control no pueda garantizar con una seguridad razonable la capacidad de adquirir, elaborar, resumir y comunicar la información financiera de la Sociedad.
• Si se ha evaluado el impacto real y potencial de las citadas debilidades y se han establecido, en su caso, Actividades de Control compensatorias o mitigantes para garantizar, a pesar de la presencia de estas debilidades, la confiabilidad de la Información Financiera.
• La existencia de Planes de Acción para cada debilidad identificada.

Igualmente, en el proceso se identifica y comunica todo fraude, aun siendo poco significativo, que involucre a los gestores o empleados que participen en los procesos que tienen impacto en la Información Financiera.

La unidad de Auditoría del Control Interno sobre el Reporting Financiero, por delegación del Comité de Auditoría y Cumplimiento y tal como queda reflejado en su planificación anual, realiza un monitoreo independiente sobre los controles más relevantes del SCIIF verificando su diseño y su efectividad, y el resultado de las mismas es revisado por el Comité de Auditoría y Cumplimiento.

Además, a lo largo de todo el año se realiza un seguimiento del grado de avance de los planes de acción establecidos por ENDESA para la subsanación de las deficiencias identificadas anteriormente definidos por parte de los Responsables de cada proceso y compartidos con la Unidad de Control Interno, sobre el cual es informado al Comité de Auditoría y Cumplimiento.

Semestralmente el Comité de Transparencia es informado y aprueba la evaluación del modelo, la calificación de las debilidades y el estado de los planes de acción.

Finalmente, con carácter semestral la Dirección General Económico-Financiera presenta al Comité de Auditoría y Cumplimiento las conclusiones del proceso de evaluación del Sistema de Control Interno de la Información Financiera así como de la evolución de la implantación de los planes de acción surgidos del proceso de evaluación de semestres anteriores.

A 31 de diciembre de 2013, las evaluaciones semestrales realizadas en el ejercicio 2013 no han identificado debilidades materiales en el SCIIF. En el proceso de evaluación a 31 de diciembre de 2013 se han analizado 197 ITGC, 883 Controles de Dirección (279 de España y 604 de Latinoamérica) y 6.038 actividades de control (1.709 de España y 4.329 de Latinoamérica), de las cuales la Unidad de Auditoria del Control Interno sobre el Reporting Financiero ha revisado 45 ITGC, 3 Controles de Dirección (en España) y 1.036 actividades de control (284 de España y 752 de Latinoamérica). En total como resultado tanto del proceso de autoevaluación como de la revisión realizada por la Unidad de Auditoría del Control Interno sobre el Reporting Financiero, se han detectado 63 debilidades de control que no afectan de forma significativa a la calidad de la información financiera, 46 corresponden a España, 14 a Latinoamérica y 3 a ITGC, para los cuales existen sus respectivos planes de remediación.

De acuerdo con lo anterior, la Dirección de ENDESA entiende que el modelo de control interno de la información financiera para el periodo comprendido entre el 1 de enero y 31 de diciembre de 2013 ha sido efectivo, así como los controles y procedimientos establecidos para asegurar razonablemente que la información divulgada al exterior por ENDESA es fiable y adecuada.

F.5.2. Si cuenta con un procedimiento de discusión mediante el cual, el auditor de cuentas (de acuerdo con lo establecido en las NTA), la función de auditoría interna y otros expertos puedan comunicar a la alta dirección y al comité de auditoría o administradores de la entidad las debilidades significativas de control interno identificadas durante los procesos de revisión de las cuentas anuales o aquellos otros que les hayan sido encomendados. Asimismo, informará de si dispone de un plan de acción que trate de corregir o mitigar las debilidades observadas.

La función de Auditoría comunica de forma periódica a la Alta Dirección y al Comité de Auditoría y Cumplimiento las debilidades significativas de control interno identificadas en la revisión de los distintos procesos durante el ejercicio, así como del estado de implantación de los planes de acción establecidos para su mitigación.

Por su parte, el auditor de cuentas de ENDESA tiene acceso directo a la Alta Dirección de ENDESA manteniendo reuniones periódicas tanto para obtener información necesaria para el desarrollo de su trabajo como para comunicar las debilidades de control detectadas en el desarrollo de su trabajo.

A su vez, el auditor de cuentas informa semestralmente al Comité de Auditoría y Cumplimiento de las conclusiones de su trabajo de revisión de las Cuentas Consolidadas de ENDESA incluyendo cualquier aspecto que considere relevante.

Los auditores externos presentan anualmente un informe a la Alta Dirección y al Comité de Auditoría y Cumplimiento en que se detallan las debilidades de control interno detectadas en el desarrollo de su trabajo de auditoría de cuentas. Este informe incorpora los comentarios de la Dirección de ENDESA y, en su caso los planes de acción que se han puesto en marcha para remediar las correspondientes debilidades de control interno.

F.6 Otra información relevante

No existe otra información relevante respecto del SCIIF de ENDESA que no haya sido desglosada en los apartados precedentes de este informe.

F.7 Informe del auditor externo

Informe de:

F.7.1. Si la información del SCIIF remitida a los mercados ha sido sometida a revisión por el auditor externo, en cuyo caso la entidad debería incluir el informe correspondiente como anexo. En caso contrario, debería informar de sus motivos.

De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 61.bis (h) de la Ley 24/88, de 28 de julio, del Mercado de Valores, y en la Circular 5 /2013, de 13 de junio, del Mercado de Valores, ENDESA presenta en su Informe Anual de Gobierno

Corporativo de 2013 la información relativa a las principales características de sus sistemas internos de control y gestión de riesgos en relación con el proceso de emisión de la información financiera, siguiendo la estructura propuesta en citada Circular.

Asimismo, ENDESA ha considerado pertinente solicitar que el auditor externo emita un informe de revisión sobre la información descrita en este Informe del SCIIF de acuerdo con la guía de actuación profesional establecida por las corporaciones.

G GRADO DE SEGUIMIENTO DE LAS RECOMENDACIONES DE GOBIERNO CORPORATIVO

Indique el grado de seguimiento de la sociedad respecto de las recomendaciones del Código Unificado de buen gobierno.

En el caso de que alguna recomendación no se siga o se siga parcialmente, se deberá incluir una explicación detallada de sus motivos de manera que los accionistas, los inversores y el mercado en general, cuenten con información suficiente para valorar el proceder de la sociedad. No serán aceptables explicaciones de carácter general.

1. Que los Estatutos de las sociedades cotizadas no limiten el número máximo de votos que pueda emitir un mismo accionista, ni contengan otras restricciones que dificulten la toma de control de la sociedad mediante la adquisición de sus acciones en el mercado.

Ver epígrafes: A.10, B.1, B.2, C.1.23 y C.1.24.

Cumple X Explique

• 1. Que cuando coticen la sociedad matriz y una sociedad dependiente ambas definan públicamente con precisión:
  2. a) Las respectivas áreas de actividad y eventuales relaciones de negocio entre ellas, así como las de la sociedad dependiente cotizada con las demás empresas del grupo;
  3. b) Los mecanismos previstos para resolver los eventuales conflictos de interés que puedan presentarse.

Ver epígrafes:	D.4 y D.7
Cumple	Cumple parcialmente	Explique	No aplicable X
		

• 1. Que, aunque no lo exijan de forma expresa las Leyes mercantiles, se sometan a la aprobación de la junta general de accionistas las operaciones que entrañen una modificación estructural de la sociedad y, en particular, las siguientes:
  2. a) La transformación de sociedades cotizadas en compañías holding, mediante "filialización" o incorporación a entidades dependientes de actividades esenciales desarrolladas hasta ese momento por la propia sociedad, incluso aunque ésta mantenga el pleno dominio de aquéllas;
  3. b) La adquisición o enajenación de activos operativos esenciales, cuando entrañe una modificación efectiva del objeto social;

c) Las operaciones cuyo efecto sea equivalente al de la liquidación de la sociedad.

Ver epígrafe: B.6 Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que las propuestas detalladas de los acuerdos a adoptar en la junta general, incluida la información a que se refiere la recomendación 27 se hagan públicas en el momento de la publicación del anuncio de la convocatoria de la junta.

Cumple X Explique

• 1. Que en la junta general se voten separadamente aquellos asuntos que sean sustancialmente independientes, a fin de que los accionistas puedan ejercer de forma separada sus preferencias de voto. Y que dicha regla se aplique, en particular:
  2. a) Al nombramiento o ratificación de consejeros, que deberán votarse de forma individual;
  3. b) En el caso de modificaciones de Estatutos, a cada artículo o grupo de artículos que sean sustancialmente independientes.

Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que las sociedades permitan fraccionar el voto a fin de que los intermediarios financieros que aparezcan legitimados como accionistas, pero actúen por cuenta de clientes distintos, puedan emitir sus votos conforme a las instrucciones de éstos.

$$\mathbf{\color{red}{Cumple}} \mathbf{\color{red}{X}} \qquad \mathbf{\color{red}{Explique}} \sqcap $$

1. Que el consejo desempeñe sus funciones con unidad de propósito e independencia de criterio, dispense el mismo trato a todos los accionistas y se guíe por el interés de la compañía, entendido como hacer máximo, de forma sostenida, el valor económico de la empresa.

Y que vele asimismo para que en sus relaciones con los grupos de interés (stakeholders) la empresa respete las leyes y reglamentos; cumpla de buena fe sus obligaciones y contratos; respete los usos y buenas prácticas de los sectores y territorios donde ejerza su actividad; y observe aquellos principios adicionales de responsabilidad social que hubiera aceptado voluntariamente.

Cumple X Cumple parcialmente Explique

• 1. Que el consejo asuma, como núcleo de su misión, aprobar la estrategia de la compañía y la organización precisa para su puesta en práctica, así como supervisar y controlar que la Dirección cumple los objetivos marcados y respeta el objeto e interés social de la compañía. Y que, a tal fin, el consejo en pleno se reserve la competencia de aprobar:
  2. a) Las políticas y estrategias generales de la sociedad, y en particular:
     • i) El Plan estratégico o de negocio, así como los objetivos de gestión y presupuesto anuales;
• ii) La política de inversiones y financiación;
• iii) La definición de la estructura del grupo de sociedades;
• iv) La política de gobierno corporativo;
• v) La política de responsabilidad social corporativa;
• vi) La política de retribuciones y evaluación del desempeño de los altos directivos;
• vii) La política de control y gestión de riesgos, así como el seguimiento periódico de los sistemas internos de información y control.
• viii) La política de dividendos, así como la de autocartera y, en especial, sus límites.

Ver epígrafes: C.1.14, C.1.16 y E.2

• b) Las siguientes decisiones :
  • i) A propuesta del primer ejecutivo de la compañía, el nombramiento y eventual cese de los altos directivos, así como sus cláusulas de indemnización.
  • ii) La retribución de los consejeros, así como, en el caso de los ejecutivos, la retribución adicional por sus funciones ejecutivas y demás condiciones que deban respetar sus contratos.
  • iii) La información financiera que, por su condición de cotizada, la sociedad deba hacer pública periódicamente.
  • iv) Las inversiones u operaciones de todo tipo que, por su elevada cuantía o especiales características, tengan carácter estratégico, salvo que su aprobación corresponda a la junta general;
  • v) La creación o adquisición de participaciones en entidades de propósito especial o domiciliadas en países o territorios que tengan la consideración de paraísos fiscales, así como cualesquiera otras transacciones u operaciones de naturaleza análoga que, por su complejidad, pudieran menoscabar la transparencia del grupo.
• c) Las operaciones que la sociedad realice con consejeros, con accionistas significativos o representados en el consejo, o con personas a ellos vinculados ("operaciones vinculadas").

Esa autorización del consejo no se entenderá, sin embargo, precisa en aquellas operaciones vinculadas que cumplan simultáneamente las tres condiciones siguientes:

1ª. Que se realicen en virtud de contratos cuyas condiciones estén estandarizadas y se apliquen en masa a muchos clientes;

2ª. Que se realicen a precios o tarifas establecidos con carácter general por quien actúe como suministrador del bien o servicio del que se trate;

3ª. Que su cuantía no supere el 1% de los ingresos anuales de la sociedad.

Se recomienda que el consejo apruebe las operaciones vinculadas previo informe favorable del comité de auditoría o, en su caso, de aquel otro al que se hubiera encomendado esa función; y que los consejeros a los que afecten, además de no ejercer ni delegar su derecho de voto, se ausenten de la sala de reuniones mientras el consejo delibera y vota sobre ella.

Se recomienda que las competencias que aquí se atribuyen al consejo lo sean con carácter indelegable, salvo las mencionadas en las letras b) y c), que podrán ser adoptadas por razones de urgencia por la comisión delegada, con posterior ratificación por el consejo en pleno.

Ver epígrafes: D.1 y D.6 Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que el consejo tenga la dimensión precisa para lograr un funcionamiento eficaz y participativo, lo que hace aconsejable que su tamaño no sea inferior a cinco ni superior a quince miembros.

Ver epígrafe: C.1.2

Cumple X Explique

1. Que los consejeros externos dominicales e independientes constituyan una amplia mayoría del consejo y que el número de consejeros ejecutivos sea el mínimo necesario, teniendo en cuenta la complejidad del grupo societario y el porcentaje de participación de los consejeros ejecutivos en el capital de la sociedad.

Ver epígrafes: A.3 y C.1.3.

Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que dentro de los consejeros externos, la relación entre el número de consejeros dominicales y el de independientes refleje la proporción existente entre el capital de la sociedad representado por los consejeros dominicales y el resto del capital.

Este criterio de proporcionalidad estricta podrá atenuarse, de forma que el peso de los dominicales sea mayor que el que correspondería al porcentaje total de capital que representen:

• 1º En sociedades de elevada capitalización en las que sean escasas o nulas las participaciones accionariales que tengan legalmente la consideración de significativas, pero existan accionistas, con paquetes accionariales de elevado valor absoluto.
• 2º Cuando se trate de sociedades en las que exista una pluralidad de accionistas representados en el consejo, y no tengan vínculos entre sí.

Ver epígrafes: A.2, A.3 y C.1.3
Cumple X Explique

12. Que el número de consejeros independientes represente al menos un tercio del total de consejeros.

Ver epígrafe: C.1.3

Cumple Explique X

El Consejo de Administración está compuesto por nueve miembros, cuatro dominicales, que representan el 44%, tres ejecutivos, que representan el 33,33%, y dos independientes, que representan el 22,22%. Para valorar adecuadamente el porcentaje de tipos de consejeros o en el caso concreto el número de independientes que conforman el Consejo, es necesario acudir a la estructura del capital de la sociedad. En el caso de Endesa el 92,063% corresponde a un único propietario, Enel S.p.A., y el resto del capital, 7,94%, es free float o dicho de otro modo, en este 7,94% del capital no existe ninguna otra participación significativa. Es decir, aunque Endesa sólo tiene un free float del 7,94%, el 22% de los miembros de su Consejo son independiente, por lo que Endesa considera adecuado el nivel de representación de dichos consejeros independientes, aunque no se ajuste formalmente a esta recomendación.

1. Que el carácter de cada consejero se explique por el consejo ante la junta general de Accionistas que deba efectuar o ratificar su nombramiento, y se confirme o, en su caso, revise anualmente en el Informe Anual de Gobierno Corporativo, previa verificación por la comisión de nombramientos. Y que en dicho Informe también se expliquen las razones por las cuales se haya nombrado consejeros dominicales a instancia de accionistas cuya participación accionarial sea inferior al 5% del capital; y se expongan las razones por las que no se hubieran atendido, en su caso, peticiones formales de presencia en el consejo procedentes de accionistas cuya participación accionarial sea igual o superior a la de otros a cuya instancia se hubieran designado consejeros dominicales.

Ver epígrafes: C.1.3 y C.1.8

Cumple X Cumple parcialmente Explique

• 1. Que cuando sea escaso o nulo el número de consejeras, la comisión de nombramientos vele para que al proveerse nuevas vacantes:
  2. a) Los procedimientos de selección no adolezcan de sesgos implícitos que obstaculicen la selección de consejeras;
  3. b) La compañía busque deliberadamente, e incluya entre los potenciales candidatos, mujeres que reúnan el perfil profesional buscado.

Ver epígrafes: C.1.2, C.1.4, C.1.5, C.1.6, C.2.2 y C.2.4.

Cumple X Cumple parcialmente Explique No aplicable

1. Que el presidente, como responsable del eficaz funcionamiento del consejo, se asegure de que los consejeros reciban con carácter previo información

suficiente; estimule el debate y la participación activa de los consejeros durante las sesiones del consejo, salvaguardando su libre toma de posición y expresión de opinión; y organice y coordine con los presidentes de las comisiones relevantes la evaluación periódica del consejo, así como, en su caso, la del consejero delegado o primer ejecutivo.

Ver epígrafes: C.1.19 y C.1 41 Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que, cuando el presidente del consejo sea también el primer ejecutivo de la sociedad, se faculte a uno de los consejeros independientes para solicitar la convocatoria del consejo o la inclusión de nuevos puntos en el orden del día; para coordinar y hacerse eco de las preocupaciones de los consejeros externos; y para dirigir la evaluación por el consejo de su presidente.

Ver epígrafe: C.1.22 Cumple Cumple parcialmente Explique No aplicable X

• 1. Que el secretario del consejo, vele de forma especial para que las actuaciones del consejo:
  2. a) Se ajusten a la letra y al espíritu de las Leyes y sus reglamentos, incluidos los aprobados por los organismos reguladores;
  3. b) Sean conformes con los Estatutos de la sociedad y con los Reglamentos de la junta, del consejo y demás que tenga la compañía;
  4. c) Tengan presentes las recomendaciones sobre buen gobierno contenidas en este Código Unificado que la compañía hubiera aceptado.

Y que, para salvaguardar la independencia, imparcialidad y profesionalidad del secretario, su nombramiento y cese sean informados por la comisión de nombramientos y aprobados por el pleno del consejo; y que dicho procedimiento de nombramiento y cese conste en el reglamento del consejo.

Ver epígrafe: C.1.34

Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que el consejo se reúna con la frecuencia precisa para desempeñar con eficacia sus funciones, siguiendo el programa de fechas y asuntos que establezca al inicio del ejercicio, pudiendo cada consejero proponer otros puntos del orden del día inicialmente no previstos.

Ver epígrafe: C.1.29

Cumple Cumple parcialmente X Explique

Con respecto a la posibilidad de que cada Consejero pueda proponer otros puntos del orden día inicialmente no previstos, establece el artículo 47 de los Estatutos Sociales que el Consejo deliberará sobre el orden del día y también sobre cuestiones que proponga el Presidente o la mayoría de los vocales presentes o representados. El artículo 10 del Reglamento del Consejo, establece

que un tercio de sus miembros podrá pedir, con antelación a la celebración de la reunión, la inclusión de aquellos puntos que, a su juicio, sea conveniente tratar.

19. Que las inasistencias de los consejeros se reduzcan a casos indispensables y se cuantifiquen en el Informe Anual de Gobierno Corporativo. Y que si la representación fuera imprescindible, se confiera con instrucciones.

Ver epígrafes: C.1.28, C.1.29 y C.1.30

Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que cuando los consejeros o el secretario manifiesten preocupaciones sobre alguna propuesta o, en el caso de los consejeros, sobre la marcha de la compañía y tales preocupaciones no queden resueltas en el consejo, a petición de quien las hubiera manifestado se deje constancia de ellas en el acta.

Cumple Cumple parcialmente Explique No aplicable X

• 1. Que el consejo en pleno evalúe una vez al año:
  2. a) La calidad y eficiencia del funcionamiento del consejo;
  3. b) Partiendo del informe que le eleve la comisión de nombramientos, el desempeño de sus funciones por el presidente del consejo y por el primer ejecutivo de la compañía;
  4. c) El funcionamiento de sus comisiones, partiendo del informe que éstas le eleven.

Ver epígrafes: C.1.19 y C.1.20

Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que todos los consejeros puedan hacer efectivo el derecho a recabar la información adicional que juzguen precisa sobre asuntos de la competencia del consejo. Y que, salvo que los estatutos o el reglamento del consejo establezcan otra cosa, dirijan su requerimiento al presidente o al secretario del consejo.

Ver epígrafe: C.1.41

Cumple X Explique

1. Que todos los consejeros tengan derecho a obtener de la sociedad el asesoramiento preciso para el cumplimiento de sus funciones. Y que la sociedad arbitre los cauces adecuados para el ejercicio de este derecho, que en circunstancias especiales podrá incluir el asesoramiento externo con cargo a la empresa.

Ver epígrafe: C.1.40

Cumple X Explique

1. Que las sociedades establezcan un programa de orientación que proporcione a los nuevos consejeros un conocimiento rápido y suficiente de la empresa, así como de sus reglas de gobierno corporativo. Y que ofrezcan también a los consejeros programas de actualización de conocimientos cuando las circunstancias lo aconsejen.

Cumple X Cumple parcialmente Explique

• 1. Que las sociedades exijan que los consejeros dediquen a su función el tiempo y esfuerzo necesarios para desempeñarla con eficacia y, en consecuencia:
  2. a) Que los consejeros informen a la comisión de nombramientos de sus restantes obligaciones profesionales, por si pudieran interferir con la dedicación exigida;
  3. b) Que las sociedades establezcan reglas sobre el número de consejos de los que puedan formar parte sus consejeros.

Ver epígrafes: C.1.12, C.1.13 y C.1.17

Cumple Cumple parcialmente X Explique

Con respecto al apartado b) de la recomendación, la Sociedad no considera necesario establecer formalmente reglas sobre el número de consejos de los que pueden formar parte sus consejeros, ya que los Consejeros de la Sociedad conocen y cumplen los deberes de los administradores impuestos por la Ley de Sociedades de Capital y por los propios Estatutos Sociales, deberes de diligencia y lealtad, en referencia a la dedicación y desempeño del cargo, entre otros.

• 1. Que la propuesta de nombramiento o reelección de consejeros que se eleven por el consejo a la junta general de accionistas, así como su nombramiento provisional por cooptación, se aprueben por el consejo:
  2. a) A propuesta de la comisión de nombramientos, en el caso de consejeros independientes.
  3. b) Previo informe de la comisión de nombramientos, en el caso de los restantes consejeros.

Ver epígrafe: C.1.3

Cumple X Cumple parcialmente Explique

• 1. Que las sociedades hagan pública a través de su página Web, y mantengan actualizada, la siguiente información sobre sus consejeros:
  2. a) Perfil profesional y biográfico;
  3. b) Otros consejos de administración a los que pertenezca, se trate o no de sociedades cotizadas;
  4. c) Indicación de la categoría de consejero a la que pertenezca según corresponda, señalándose, en el caso de consejeros dominicales, el accionista al que representen o con quien tengan vínculos.
• d) Fecha de su primer nombramiento como consejero en la sociedad, así como de los posteriores, y;
• e) Acciones de la compañía, y opciones sobre ellas, de las que sea titular.

Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que los consejeros dominicales presenten su dimisión cuando el accionista a quien representen venda íntegramente su participación accionarial. Y que también lo hagan, en el número que corresponda, cuando dicho accionista rebaje su participación accionarial hasta un nivel que exija la reducción del número de sus consejeros dominicales.

Ver epígrafes: A.2 , A.3 y C.1.2

Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que el consejo de administración no proponga el cese de ningún consejero independiente antes del cumplimiento del período estatutario para el que hubiera sido nombrado, salvo cuando concurra justa causa, apreciada por el consejo previo informe de la comisión de nombramientos. En particular, se entenderá que existe justa causa cuando el consejero hubiera incumplido los deberes inherentes a su cargo o incurrido en algunas de las circunstancias que le hagan perder su condición de independiente, de acuerdo con lo establecido en la Orden ECC/461/2013.

También podrá proponerse el cese de consejeros independientes de resultas de Ofertas Públicas de Adquisición, fusiones u otras operaciones societarias similares que supongan un cambio en la estructura de capital de la sociedad cuando tales cambios en la estructura del consejo vengan propiciados por el criterio de proporcionalidad señalado en la Recomendación 11.

Ver epígrafes: C.1.2, C.1.9, C.1.19 y C.1.27

Cumple X Explique

1. Que las sociedades establezcan reglas que obliguen a los consejeros a informar y, en su caso, dimitir en aquellos supuestos que puedan perjudicar al crédito y reputación de la sociedad y, en particular, les obliguen a informar al consejo de las causas penales en las que aparezcan como imputados, así como de sus posteriores vicisitudes procesales.

Que si un consejero resultara procesado o se dictara contra él auto de apertura de juicio oral por alguno de los delitos señalados en el artículo 213 de la Ley de Sociedades de Capital, el consejo examine el caso tan pronto como sea posible y, a la vista de sus circunstancias concretas, decida si procede o no que el consejero continúe en su cargo. Y que de todo ello el consejo dé cuenta, de forma razonada, en el Informe Anual de Gobierno Corporativo.

Ver epígrafes: C.1.42, C.1.43

Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que todos los consejeros expresen claramente su oposición cuando consideren que alguna propuesta de decisión sometida al consejo puede ser contraria al interés social. Y que otro tanto hagan, de forma especial los independientes y demás consejeros a quienes no afecte el potencial conflicto de interés, cuando se trate de decisiones que puedan perjudicar a los accionistas no representados en el consejo.

Y que cuando el consejo adopte decisiones significativas o reiteradas sobre las que el consejero hubiera formulado serias reservas, éste saque las conclusiones que procedan y, si optara por dimitir, explique las razones en la carta a que se refiere la recomendación siguiente.

Esta Recomendación alcanza también al secretario del consejo, aunque no tenga la condición de consejero.

Cumple Cumple parcialmente Explique No aplicable X

1. Que cuando, ya sea por dimisión o por otro motivo, un consejero cese en su cargo antes del término de su mandato, explique las razones en una carta que remitirá a todos los miembros del consejo. Y que, sin perjuicio de que dicho cese se comunique como hecho relevante, del motivo del cese se dé cuenta en el Informe Anual de Gobierno Corporativo.

Ver epígrafe: C.1.9

Cumple Cumple parcialmente Explique No aplicable X

1. Que se circunscriban a los consejeros ejecutivos las remuneraciones mediante entrega de acciones de la sociedad o de sociedades del grupo, opciones sobre acciones o instrumentos referenciados al valor de la acción, retribuciones variables ligadas al rendimiento de la sociedad o sistemas de previsión.

Esta recomendación no alcanzará a la entrega de acciones, cuando se condicione a que los consejeros las mantengan hasta su cese como consejero.

Cumple X Cumple parcialmente Explique No aplicable

1. Que la remuneración de los consejeros externos sea la necesaria para retribuir la dedicación, cualificación y responsabilidad que el cargo exija; pero no tan elevada como para comprometer su independencia.

Cumple X Explique No aplicable

1. Que las remuneraciones relacionadas con los resultados de la sociedad tomen en cuenta las eventuales salvedades que consten en el informe del auditor externo y minoren dichos resultados.

Cumple Explique No aplicable X

1. Que en caso de retribuciones variables, las políticas retributivas incorporen límites y las cautelas técnicas precisas para asegurar que tales retribuciones guardan relación con el desempeño profesional de sus beneficiarios y no derivan simplemente de la evolución general de los mercados o del sector de actividad de la compañía o de otras circunstancias similares.

Cumple X Explique No aplicable

1. Que cuando exista comisión delegada o ejecutiva (en adelante, "comisión delegada"), la estructura de participación de las diferentes categorías de consejeros sea similar a la del propio consejo y su secretario sea el del consejo.

Ver epígrafes: C.2.1 y C.2.6

Cumple X Cumple parcialmente Explique No aplicable

1. Que el consejo tenga siempre conocimiento de los asuntos tratados y de las decisiones adoptadas por la comisión delegada y que todos los miembros del consejo reciban copia de las actas de las sesiones de la comisión delegada.

Cumple Explique X No aplicable

En las reuniones del Consejo de Administración, el Presidente de la Comisión informa verbalmente de todos los acuerdos alcanzados en cada una de las sesiones de dicha Comisión a todos los miembros del Consejo de Administración, al inicio de las sesiones de este.

1. Que el consejo de administración constituya en su seno, además del comité de auditoría exigido por la Ley del Mercado de Valores, una comisión, o dos comisiones separadas, de nombramientos y retribuciones.

Que las reglas de composición y funcionamiento del comité de auditoría y de la comisión o comisiones de nombramientos y retribuciones figuren en el reglamento del consejo, e incluyan las siguientes:

• a) Que el consejo designe los miembros de estas comisiones, teniendo presentes los conocimientos, aptitudes y experiencia de los consejeros y los cometidos de cada comisión; delibere sobre sus propuestas e informes; y ante él hayan de dar cuenta, en el primer pleno del consejo posterior a sus reuniones, de su actividad y responder del trabajo realizado;
• b) Que dichas comisiones estén compuestas exclusivamente por consejeros externos, con un mínimo de tres. Lo anterior se entiende sin perjuicio de la asistencia de consejeros ejecutivos o altos directivos, cuando así lo acuerden de forma expresa los miembros de la comisión.
• c) Que sus presidentes sean consejeros independientes.
• d) Que puedan recabar asesoramiento externo, cuando lo consideren necesario para el desempeño de sus funciones.
• e) Que de sus reuniones se levante acta, de la que se remitirá copia a todos los miembros del consejo.

Ver epígrafes: C.2.1 y C.2.4

Cumple Cumple parcialmente X Explique

Con respecto al apartado b) hay que señalar que forma parte del Comité de Auditoría y Cumplimiento un Consejero Ejecutivo. Aunque el código recomienda que todos los miembros sean externos, se consideró oportuno que este Consejero Ejecutivo formara parte del Comité por su experiencia y conocimientos en este ámbito.

Asimismo, con respecto al apartado e) hay que señalar que en todas las reuniones se levanta acta, pero no se remite copia a todos los miembros del Consejo, ya que, por un lado, todos los miembros de los Comités son a su vez miembros del Consejo de Administración y por otro lado, los Presidentes de ambos Comités informan verbalmente de todos los acuerdos alcanzados en cada una de las sesiones de dichos Comités a todos los miembros del Consejo de Administración, al inicio de las sesiones de este.

1. Que la supervisión del cumplimiento de los códigos internos de conducta y de las reglas de gobierno corporativo se atribuya a la comisión de auditoría, a la comisión de nombramientos, o, si existieran de forma separada, a las de cumplimiento o gobierno corporativo.

Ver epígrafes: C.2.3 y C.2.4

Cumple X Explique

1. Que los miembros del comité de auditoría, y de forma especial su presidente, se designen teniendo en cuenta sus conocimientos y experiencia en materia de contabilidad, auditoría o gestión de riesgos.

Cumple X Explique

1. Que las sociedades cotizadas dispongan de una función de auditoría interna que, bajo la supervisión del comité de auditoría, vele por el buen funcionamiento de los sistemas de información y control interno.

Ver epígrafe: C.2.3

Cumple X Explique

1. Que el responsable de la función de auditoría interna presente al comité de auditoría su plan anual de trabajo; le informe directamente de las incidencias que se presenten en su desarrollo; y le someta al final de cada ejercicio un informe de actividades.

Cumple X Cumple parcialmente Explique

• 1. Que la política de control y gestión de riesgos identifique al menos:
  2. a) Los distintos tipos de riesgo (operativos, tecnológicos, financieros, legales, reputacionales…) a los que se enfrenta la sociedad, incluyendo entre los financieros o económicos, los pasivos contingentes y otros riesgos fuera de balance;
  3. b) La fijación del nivel de riesgo que la sociedad considere aceptable;
  4. c) Las medidas previstas para mitigar el impacto de los riesgos identificados, en caso de que llegaran a materializarse;
  5. d) Los sistemas de información y control interno que se utilizarán para controlar y gestionar los citados riesgos, incluidos los pasivos contingentes o riesgos fuera de balance.

Ver epígrafe: E

Cumple X Cumple parcialmente Explique

• 1. Que corresponda al comité de auditoría:
  2. 1º En relación con los sistemas de información y control interno:
     • a) Que los principales riesgos identificados como consecuencia de la supervisión de la eficacia del control interno de la sociedad y la auditoría interna, en su caso, se gestionen y den a conocer adecuadamente.
     • b) Velar por la independencia y eficacia de la función de auditoría interna; proponer la selección, nombramiento, reelección y cese del responsable del servicio de auditoría interna; proponer el presupuesto de ese servicio; recibir información periódica sobre sus actividades; y verificar que la alta dirección tiene en cuenta las conclusiones y recomendaciones de sus informes.
     • c) Establecer y supervisar un mecanismo que permita a los empleados comunicar, de forma confidencial y, si se considera apropiado, anónima las irregularidades de potencial trascendencia, especialmente financieras y contables, que adviertan en el seno de la empresa.
  3. 2º En relación con el auditor externo:
     • a) Recibir regularmente del auditor externo información sobre el plan de auditoría y los resultados de su ejecución, y verificar que la alta dirección tiene en cuenta sus recomendaciones.
     • b) Asegurar la independencia del auditor externo y, a tal efecto:
       • i) Que la sociedad comunique como hecho relevante a la CNMV el cambio de auditor y lo acompañe de una declaración sobre la eventual existencia de desacuerdos con el auditor saliente y, si hubieran existido, de su contenido.
       • iii) Que en caso de renuncia del auditor externo examine las circunstancias que la hubieran motivado.

Ver epígrafes: C.1.36, C.2.3, C.2.4 y E.2

Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que el comité de auditoría pueda convocar a cualquier empleado o directivo de la sociedad, e incluso disponer que comparezcan sin presencia de ningún otro directivo.

Cumple X Explique

• 1. Que el comité de auditoría informe al consejo, con carácter previo a la adopción por éste de las correspondientes decisiones, sobre los siguientes asuntos señalados en la Recomendación 8:
  2. a) La información financiera que, por su condición de cotizada, la sociedad deba hacer pública periódicamente. El comité debiera asegurarse de que las cuentas intermedias se formulan con los mismos criterios contables que las anuales y, a tal fin, considerar la procedencia de una revisión limitada del auditor externo.
• b) La creación o adquisición de participaciones en entidades de propósito especial o domiciliadas en países o territorios que tengan la consideración de paraísos fiscales, así como cualesquiera otras transacciones u operaciones de naturaleza análoga que, por su complejidad, pudieran menoscabar la transparencia del grupo.
• c) Las operaciones vinculadas, salvo que esa función de informe previo haya sido atribuida a otra comisión de las de supervisión y control.

Ver epígrafes: C.2.3 y C.2.4 Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que el consejo de administración procure presentar las cuentas a la junta general sin reservas ni salvedades en el informe de auditoría y que, en los supuestos excepcionales en que existan, tanto el presidente del comité de auditoría como los auditores expliquen con claridad a los accionistas el contenido y alcance de dichas reservas o salvedades.

Ver epígrafe: C.1.38

Cumple X Cumple parcialmente Explique

1. Que la mayoría de los miembros de la comisión de nombramientos -o de nombramientos y retribuciones, si fueran una sola- sean consejeros independientes.

Ver epígrafe: C.2.1

Cumple Explique X No aplicable

El Comité de Nombramientos y Retribuciones está compuesto por cuatro miembros: 50% consejeros independientes y 50% consejeros dominicales. Frente a esta situación hay que tener en cuenta la estructura de capital de la Sociedad, el 92,063% es propiedad de un único accionista y además hay que señalar que en el Consejo sólo hay dos consejeros independientes y los dos forman parte del Comité de Nombramientos y Retribuciones.

50. Que correspondan a la comisión de nombramientos, además de las funciones indicadas en las Recomendaciones precedentes, las siguientes:

• a) Evaluar las competencias, conocimientos y experiencia necesarios en el consejo, definir, en consecuencia, las funciones y aptitudes necesarias en los candidatos que deban cubrir cada vacante, y evaluar el tiempo y dedicación precisos para que puedan desempeñar bien su cometido.
• b) Examinar u organizar, de la forma que se entienda adecuada, la sucesión del presidente y del primer ejecutivo y, en su caso, hacer propuestas al consejo, para que dicha sucesión se produzca de forma ordenada y bien planificada.
• c) Informar los nombramientos y ceses de altos directivos que el primer ejecutivo proponga al consejo.
• d) Informar al consejo sobre las cuestiones de diversidad de género señaladas en la Recomendación 14 de este Código.

Ver epígrafe: C.2.4

Cumple Cumple parcialmente X Explique No aplicable

Con respecto al apartado b) hay que señalar que aunque la normativa interna prevé un mecanismo de sustitución transitorio para Presidente, Vicepresidente y Consejero Delegado, no existe formalmente un protocolo o procedimiento interno para la Sucesión en dichos casos. No obstante, en el caso que nos ocupa es necesario atender a la estructura de capital de la Sociedad, ya que en la actualidad Endesa tiene un accionista controlador, propietario del 92,063% y es por ello que parece razonable que sea este quien tenga una intervención directa en la planificación y organización de la sucesión de dichos cargos.

1. Que la comisión de nombramientos consulte al presidente y al primer ejecutivo de la sociedad, especialmente cuando se trate de materias relativas a los consejeros ejecutivos.

Y que cualquier consejero pueda solicitar de la comisión de nombramientos que tome en consideración, por si los considerara idóneos, potenciales candidatos para cubrir vacantes de consejero.

Cumple X Cumple parcialmente Explique No aplicable

• 1. Que corresponda a la comisión de retribuciones, además de las funciones indicadas en las Recomendaciones precedentes, las siguientes:
  2. a) Proponer al consejo de administración:
     • i) La política de retribución de los consejeros y altos directivos;
     • ii) La retribución individual de los consejeros ejecutivos y las demás condiciones de sus contratos.
     • iii) Las condiciones básicas de los contratos de los altos directivos.
  3. b) Velar por la observancia de la política retributiva establecida por la sociedad.

Ver epígrafes: C.2.4

Cumple X Cumple parcialmente Explique No aplicable

1. Que la comisión de retribuciones consulte al presidente y al primer ejecutivo de la sociedad, especialmente cuando se trate de materias relativas a los consejeros ejecutivos y altos directivos.

Cumple X Explique No aplicable

H OTRAS INFORMACIONES DE INTERÉS

1. Si existe algún aspecto relevante en materia de gobierno corporativo en la sociedad o en las entidades del grupo que no se haya recogido en el resto de apartados del presente informe, pero que sea necesario incluir para recoger una

información más completa y razonada sobre la estructura y prácticas de gobierno en la entidad o su grupo, detállelos brevemente.

1. Dentro de este apartado, también podrá incluirse cualquier otra información, aclaración o matiz relacionado con los anteriores apartados del informe en la medida en que sean relevantes y no reiterativos.

C.1.16 Alfonso López Sánchez causó baja en la empresa durante el ejercicio 2013 y D. Alberto Fernández Torres y D. Federico Fea causaron alta, como "alta Dirección".

En concreto, se indicará si la sociedad está sometida a legislación diferente a la española en materia de gobierno corporativo y, en su caso, incluya aquella información que esté obligada a suministrar y sea distinta de la exigida en el presente informe.

1. La sociedad también podrá indicar si se ha adherido voluntariamente a otros códigos de principios éticos o de buenas prácticas, internacionales, sectoriales o de otro ámbito. En su caso, se identificará el código en cuestión y la fecha de adhesión.

CÓDIGO DE BUENAS PRÁCTICAS

El 20 de diciembre de 2010 el Consejo de Administración de Endesa, S.A. aprobó la adhesión al Código de Buenas Prácticas Tributarias. El Comité de Auditoría y Cumplimiento, en la sesión celebrada el 24 de febrero de 2014, ha aprobado las políticas fiscales, conforme a lo dispuesto en el citado Código.

Este informe anual de gobierno corporativo ha sido aprobado por el consejo de Administración de la sociedad, en su sesión de fecha 24 de febrero de 2014.

Indique si ha habido consejeros que hayan votado en contra o se hayan abstenido en relación con la aprobación del presente Informe.

Sí No X

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El Informe de Gestión Consolidado correspondiente al ejercicio anual terminado el 31 de diciembre de 2013 de ENDESA, Sociedad Anónima y SOCIEDADES DEPENDIENTES, que se contiene en el presente documento, ha sido formulado por el Consejo de Administración de la Sociedad ENDESA, Sociedad Anónima en sesión de 24 de febrero de 2014 y se firma, a continuación, de conformidad por todos los Administradores, en cumplimiento del Artículo 253 de la Ley de Sociedades de Capital.

D. Borja Prado Eulate Presidente	D. Fulvio Conti Vicepresidente
D. Andrea Brentan Consejero Delegado	D. Luigi Ferraris Vocal
D. Massimo Cioffi Vocal	D. Gianluca Comin Vocal
D. Alejandro Echevarría Busquet Vocal	D. Miguel Roca Junyent Vocal
D. Salvador Montejo Velilla Vocal